Le déclin à venir de la production de pétrole.

Les perspectives de production de pétrole peuvent être analysées de différentes manières. Les compagnies pétrolières, les firmes de consultants dans le secteur énergétique et les gouvernements se reposent essentiellement sur des modèles informatiques pour anticiper la production de pétrole à venir et fixer les prix. Les résultats de ces modèles varient beaucoup en fonction de la qualité des données et des hypothèses introduites dans ces modèles. Nous passons ici en revue différentes méthodes analytiques.

Le ratio réserves/production, destiné à dessiner les grandes lignes de la production à venir, est une approche qui a été découverte il y a plusieurs décennies par le légendaire Marion King Hubbert, géologue et membre de l’institut de surveillance géologique des Etats-Unis (U.S. Geological Survey). Compte tenu de la nature même de la production pétrolière, M. Hubbert a émis l’hypothèse que le laps de temps entre le pic des découvertes et le pic de production était prévisible. Étant donné qu’aux Etats-Unis, la découverte de nouvelles réserves a culminé dans les années 1930, il a prédit que la production de pétrole nord-américaine atteindrait son pic en 1970. Et il avait vu juste. Grâce à cet exemple et à des expériences menées dans d’autres pays plus récemment, son modèle de base est désormais utilisé par de nombreux analystes en pétrole (1).

Une seconde approche, tout à fait brillante, consiste à scinder en deux groupes les principaux pays producteurs de pétrole au monde : un groupe dans lequel la production décline et un autre dans lequel elle continue d’augmenter. Sur les vingt-trois principaux pays producteurs de pétrole au monde, quinze semblent avoir atteint un pic de production et huit voient leur production augmenter. Les pays post-pic pétrolier regroupent des pays aussi divers que les États-Unis (le seul pays au monde, avec l’Arabie saoudite, à continuer à pomper plus de 9 millions de barils d’or noir par jour), le Venezuela (où la production a culminé en 1970), les deux producteurs de la mer du Nord, à savoir le Royaume-Uni et la Norvège, où la production a atteint son plus haut niveau en 1999 et 2000 respectivement. La production de brut nord-américain, qui a atteint son pic à 9,6 millions de barils par jour en 1970 a chuté à 5,4 barils par jour en 2004, soit un plongeon de 44 %. La production du Venezuela a cédé 31 % depuis 1970 (2).

On trouve à la tête des huit pays en phase de pré-pic pétrolier les deux plus importants producteurs de pétrole au monde, l’Arabie saoudite et la Russie, qui produisaient respectivement environ 11 et 9 millions de barils par jour à l’automne 2005. Les autres pays disposant d’un fort potentiel de hausse de la production sont le Canada, essentiellement grâce à ses sables bitumineux, et le Kazakhstan, qui continue à développer ses ressources pétrolières. Les quatre pays pré-pic pétrolier restants sont l’Algérie, l’Angola, la Chine et le Mexique (3).

Parmi ces huit pays, la plus grande interrogation porte sur l’Arabie saoudite. Sa production a techniquement culminé à 9,9 millions de barils par jour en 1980 et le pays produit aujourd’hui 1 million de barils en moins qu’à cette époque. Ce pays figure parmi ceux dont la production est croissante, mais cette classification repose uniquement sur les déclarations des autorités saoudiennes. Selon ces dernières, le pays serait en effet capable de produire des quantités bien supérieures à celles d’aujourd’hui. Toutefois, certains analystes doutent de la capacité du royaume à produire beaucoup plus qu’actuellement. Certains des ses plus anciens puits de pétrole sont complètement délabrés et il reste à savoir si l’exploitation de nouveaux gisements suffira à compenser, voire excéder, la perte engendrée par les anciens (4).

Cette analyse se résume à déterminer si la production augmentera suffisamment dans ces huit pays pour compenser le déclin en cours dans les quinze pays où la production a déjà atteint son pic. Les deux groupes disposent au total de la même capacité de production en termes de volume. Toutefois, si le rendement commence à chuter dans l’un des huit pays, il pourrait faire pencher la balance globale à la baisse (5).

La troisième manière d’évaluer les perspectives de production pétrolière est d’observer comment se comportent les principales compagnies du secteur. Alors que les responsables les plus haut placés parlent de la croissance de la production à venir en termes très optimistes, leur comportement suggère qu’ils ne sont pas si confiants.

Une des preuves à cela est la décision des principales compagnies pétrolières d’investir massivement dans leurs propres actions. Ainsi, ExxonMobil, qui a affiché le plus important bénéfice trimestriel jamais enregistré, avec 8,4 milliards de dollars au dernier trimestre 2004, a investi environ 10 milliards de dollars dans le rachat de ses propres actions. De même, ChevronTexaco y a alloué 2,5 milliards de ses profits. Avec le peu de pétrole qu’il reste à découvrir et la croissance rapide de la demande mondiale, les entreprises semblent réaliser que leurs réserves deviendront encore plus rentables à l’avenir (6).

À cela s’ajoute la faible hausse en 2005 de la part des investissements destinés à l’exploration et au développement, alors que le cours du pétrole continue à dépasser 50 dollars le baril. Cela suggère que les entreprises sont d’accord avec les géologues lorsqu’ils affirment que 95 % du pétrole mondial a déjà été découvert. « Le monde entier a été passé au peigne fin », explique Colin Campbell, géologue indépendant. « Les connaissances en matière de géologie se sont multipliées au cours des trente dernières années et aujourd’hui, il est quasiment inconcevable de trouver des gisements importants encore inexploités. » Cela sous-entend également que les 5 % restants ne pourront certainement être découverts qu’au prix d’une exploration et d’un forage extrêmement coûteux (7).

La diminution des réserves devient particulièrement frappante lorsque l’on considère le ratio entre les nouvelles découvertes de gisements et la production des principales entreprises pétrolières. En 2004, la production de pétrole de compagnies telles que Royal Dutch/Shell, ChevronTexaco et Conoco-Phillips excédait de loin celle des gisements récemment découverts. On peut en conclure que les réserves de pétrole des principales compagnies pétrolières diminuent chaque année. À l’échelle mondiale, le géologue Walter Youngquist, auteur de GeoDestinies : The Inevitable Control of Earth Resources Over Nations and Individuals (« Destinées géologiques : l’inévitable domination des ressources de la planète sur les nations et les individus »), fait remarquer qu’en 2004, la planète a produit 30,5 milliards de barils de pétrole mais en a découvert seulement 7,5 milliards (8).

Dans les années à venir, l’influence la plus difficile à mesurer sur la production de pétrole sera l’émergence de ce que j’appelle la « psychologie de l’appauvrissement ». Une fois que les compagnies pétrolières et les pays exportateurs de pétrole réaliseront que la production est sur le point d’atteindre son pic, ils commenceront sérieusement à penser aux moyens dont ils disposent pour pérenniser leurs réserves restantes. Alors qu’il devient évident que même une légère baisse de la production pourra faire doubler les prix, la valeur à long terme de leur pétrole deviendra beaucoup plus claire.

Les résultats des recherches en géologie indiquent que la production mondiale de pétrole atteindra son sommet plutôt avant qu’après la date estimée. Matt Simmons, président de la banque d’investissement pétrolier Simmons and Company International et figure de l’industrie pétrolière, a déclaré en faisant référence aux nouveaux gisements de pétrole : « Nous sommes à court de projets intéressants. Ce n’est pas une question d’argent… Si ces entreprises avaient des idées fantastiques, elles seraient déjà en train de [développer de nouveaux gisements] ». Kenneth Deffeyes, ancien employé de l’industrie pétrolière et éminent géologue de l’université de Princeton, écrit dans son livre Beyond Oil [Au-delà du pétrole], paru en 2005 : « Je pense que le pic pétrolier se produira fin 2005 ou dans les tout premiers mois de 2006. » Walter Youngquist et A.M. Samsan Bakhtiari, de la Compagnie nationale iranienne du pétrole, estiment que le pic aura lieu en 2007 (9).

Sadad al-Husseini, ancien responsable de l’exploration et de la production pour la compagnie nationale saoudienne Aramco, s’est entretenu avec Peter Maass sur les prévisions mondiales de production de pétrole, pour le New York Times. Il a souligné que la production de nouveaux puits de pétrole devait être suffisamment importante pour pouvoir couvrir à la fois la croissance annuelle de la demande mondiale au rythme d’au moins 2 millions de barils par jour et le déclin annuel de la production des gisements existants de plus de 4 millions de barils par jour. « Cela représenterait une nouvelle Arabie saoudite tous les deux ans, a déclaré M. Husseini. Ce n’est pas soutenable » (10).

Où les compagnies pétrolières prospectent-elles afin de trouver leurs nouveaux gisements de pétrole ? En plus du pétrole traditionnel, qui peut être facilement pompé jusqu’à la surface, de grandes quantités de pétrole sont stockées dans les sables bitumineux et peuvent être produites à partir du schiste bitumineux. Les dépôts de sables bitumineux de l’Athabasca, dans la région de l’Alberta, au Canada, pourraient produire au total 1800 milliards de barils. Toutefois, on estime que, sur ce total, seuls 300 milliards de barils pourraient être récupérés. Le Venezuela dispose également d’un important dépôt de pétrole lourd, estimé à 1200 milliards de barils. Un tiers de ce dépôt pourrait facilement être récupéré. Si le pétrole lourd du Venezuela était développé à une échelle suffisamment grande, sa production pourrait un jour excéder le pic historique de 1970. Enfin, le schiste bitumineux concentré dans les États du Colorado, du Wyoming et de l’Utah, aux Etats-Unis, contient de grandes quantités de kérogène, un matériau organique qui peut être converti en pétrole et en gaz (11).

Quelle quantité de pétrole peut être produite à partir du schiste bitumineux afin que cela soit économiquement rentable ? À la fin des années 1970, les États-Unis ont entrepris de vastes chantiers pour développer le schiste bitumineux sur le flanc ouest des Montagnes Rocheuses, dans l’État du Colorado. En1982, lorsque les cours du pétrole ont chuté, l’industrie des schistes bitumineux s’est effondrée. Exxon a rapidement abandonné ce projet évalué à 5 milliards de dollars et les autres compagnies concernées en ont fait autant. Étant donné que le processus en question requiert plusieurs barils d’eau pour un baril de pétrole produit, les pénuries d’eau dans la région peuvent constituer un obstacle à sa remise en service (12).

Le seul projet en marche est celui des sables bitumineux de la Province d’Alberta, au Canada. Cette initiative, lancée au début des années 1980, produit désormais un million de barils de pétrole par jour, ce qui permet de satisfaire 5 % de la consommation actuelle de pétrole aux États-Unis.

Toutefois, ce sable bitumineux n’est pas bon marché et il engendre de graves dégâts environnementaux. Chauffer et extraire le pétrole du sable requiert l’utilisation massive de gaz naturel, dont la production a atteint un pic en Amérique du Nord (13).

Bien que ces réserves dans les sables et schistes bitumineux soient considérables, leur préparation en vue de la production de pétrole est coûteuse et nécessite beaucoup de temps. Dans le meilleur des cas, le développement de sables et de schistes bitumineux ne permet que de ralentir le déclin de la production mondiale de pétrole (14).

NOTES :

1. Vidal, op. cit. note 1 ; Jeffrey Ball, “Dire Prophesy: As Prices Soar, Doomsayers Provoke Debate on Oil’s Future—In a 1970s Echo, Dr. Campbell Warns Supply Is Drying Up, But Industry Isn’t Worried—Charges of ‘Malthusian Bias’” (« Désastreuse prophétie : dans un contexte d’envolée des cours, les prophètes de malheur lancent le débat sur l’avenir du pétrole – dans un écho des années 1970, Dr. Campbell avertit que l’offre s’épuise mais que l’industrie ne s’inquiète pas – Accusations contre le malthusianisme »), Wall Street Journal, 21 septembre 2004.

2. DOE (Département de l’énergie des Etats-Unis), Agence internationale de l’Énergie (AIE), “Table 11.5 World Crude Oil Production, 1960–2004,” (« Tableau 11.5 Production mondiale de pétrole brut, 1960-¬2004 »), International Energy Outlook 2004 (Rapport sur les perspectives énergétiques mondiales en 2004), Washington DC, 2004, [en ligne] ; Vidal, op. cit. note 1 ; AIE, Statistiques, données et indicateurs de l’AIE [en ligne], iea.org, mis à jour en août 2004.

3. Neil Chatterjee, “Peak Oil Gathering Sees $100 Crude This Decade“ (« Le rassemblement mondial sur le pic pétrolier prévoit une hausse des cours du brut à 100 dollars au cours de cette décennie »), Reuters, 26 avril 2005 ; Javier Blas, Isabel Gorst, “Oil Production in Russia Stagnates“ (« La production de pétrole stagne en Russie »), Financial Times, 2 juin 2005 ; Justin Blum, “Alaska Oil Field’s Falling Production Reflects U.S. Trend“ (« La chute de la production des puits de pétrole de l’Alaska reflète la tendance nord-américaine »), Washington Post, 7 juin 2005 ; DOE, AIE, “Table 2.2 World Crude Oil Production, 1980–2003” (« Tableau 2.2 Production mondiale de pétrole brut, 1980¬2003 »), International Energy Annual 2003 (Rapport annuel sur l’énergie mondiale en 2003), Washington DC, 2005 ; Heather Timmons, “Shell Makes Another Cut in Reserves; Profit Jumps“ (« Shell réduit une nouvelle fois ses réserves de pétrole et fait grimper les profits »), New York Times, 4 février 2005 ; DOE, AIE, “Kazakhstan, EIA Country Analysis Briefs“ (« Analyse par pays de l’AIE : le Kazakhstan »), Washington, DC [en ligne], mis à jour en juillet 2005 ; AIE, op. cit. note 3.

4. DOE, AIE, “Saudi Arabia , EIA Country Analysis Briefs“, (« Analyse par pays de l’AIE : l’Arabie Saoudite »), Washington DC, [en ligne], mis à jour en janvier 2005 ; Chatterjee, op. cit. note 4 ; Adam Porter, “Expert Says Saudi Oil May Have Peaked“ (« Selon les experts, la production de pétrole de l’Arabie Saoudite a déjà culminé »), Al Jazeera, 20 février 2005.

5. DOE, AIE, op. cit. note 3 ; AIE, op. cit. note 3.

6. Michael T. Klare, “The Energy Crunch to Come“ (« La crise énergétique à venir »), TomDispatch, 22 mars 2005 ; Jad Mouawad, “Big Oil’s Burden of Too Much Cash“ (« Le lourd fardeau du pétrole : le trop-plein d’argent »), New York Times, 12 février 2005 ; Timmons, op. cit. note 4.

7. Mouawad, op. cit. note 7 ; Mark Williams, “The End of Oil?” (« La fin du pétrole ? ») Technology Review, février 2005 ; Vidal, op. cit. note 1.

8. Klare, op. cit. note 7 ; Timmons, op. cit. note 4 ; Walter Youngquist, correspondance à l’auteur, 29 avril 2005.

9. James Picerno, “If We Really Have the Oil” (« Si nous disposions réellement du pétrole »), Bloomberg Wealth Manager, septembre 2002, p. 45 ; Klare, op. cit. note 7 ; Kenneth S. Deffeyes, Beyond Oil: The View from Hubbert’s Peak (Au-delà du pétrole : la thèse du pic d’Hubbert), New York : Hill and Wang, 2005 ; Richard C. Duncan, Walter Youngquist, “Encircling the Peak of World Oil Production” (« Endiguons le pic mondial de la production de pétrole »), Natural Resources Research, vol. 12, no. 4 (décembre 2003), p. 222 ; A. M. Samsan Bakhtiari, “World Oil Production Capacity Model Suggests Output Peak by 2006-¬07” (« Le modèle de production du pétrole indique un pic de production en 2006/2007 »), Oil & Gas Journal, 26 avril 2004, pp. 18¬20.

10. Peter Maass, “The Breaking Point”, (« Le point de rupture »), New York Times Magazine, 21 août 2005.

11. Robert Collier, “Canadian Oil Sands: Vast Reserves Second to Saudi Arabia Will Keep America Moving, But at a Steep Environmental Cost” (« Sables bitumineux canadiens : les vastes réserves qui viennent au secours de l’Arabie Saoudite permettront aux Etats-Unis de survivre mais à un prix environnemental élevé »), San Francisco Chronicle, 22 mai 2005 ; Vidal, op. cit. note 1; Walter Youngquist, “Survey of Energy Resources: Oil Shale” (« Enquête sur les ressources énergétiques : le schiste bitumineux »), Energy Bulletin, 24 avril 2005 ; William Brown, DOE, AIE, discussion avec l’auteur, 9 août 2005.

12. “US: Caution Warranted on Oil Shale” (« États-Unis : attention aux schistes bitumineux ») éditorial, Denver Post, 18 avril 2005 ; Gargi Chakrabarty, “Shale’s New Hope” (« Les nouveaux espoirs du schiste bitumineux »), Rocky Mountain News, 18 octobre 2004 ; Walter Youngquist, “Alternative Energy Sources” (« Sources d’énergie alternatives »), in Lee C. Gerhard, Patrick Leahy et Victor Yannacone, Sustainability of Energy and Water through the 21st Century, Proceedings of the Arbor Day Farm Conference (« Durabilité de l’énergie et de l’eau au cours du 21ème siècle, procédures de la conférence tenue à Arbor Day Farm »), du 8¬ au 11 octobre 2000 (Lawrence, KS : Kansas Geological Survey, 2002), p. 65; Cavallo, op. cit. note 1.

13. DOE, AIE, “United States EIA Country Analysis Briefs“ (« Analyse par pays de l’AIE : les Etats-Unis »), Washington DC, [en ligne], mis à jour en janvier 2005 ; Collier, op. cit. note 12 ; Thomas J. Quinn, “Turning Tar Sands into Oil“ (« Des sables bitumineux au pétrole »), Cleveland Plain Dealer, 17 juillet 2005 ; “Exxon Says N.America Gas Production Has Peaked“ (« Exxon affirme que la production de gaz nord-américaine a culminé »), Reuters, 21 juin 2005.

14. Judith Crosson, “Oil Prices Prompt Another Look At Shale“ (« Les cours du pétrole incitent à voir le schiste d’un autre oeil »), MSNBC, 23 novembre 2004 ; Youngquist, op. cit. note 12 ; Youngquist, op. cit. note 13, p. 64 ; Vidal, op. cit. note 1.

The coming decline of oil

Extrait du chapitre 2. Au-delà du pic de pétrole.

Lester R. Brown

Le Plan B : pour un pacte écologique mondial, Paris : Calmann-Lévy, 2007 (Plan B 2.0: Rescuing a Planet Under Stress and a Civilization in Trouble, NY: W.W. Norton & Co., 2006).

http://www.earth-policy.org/Books/PB2/Contents.htm

Copyright © 2006 Earth Policy Institute

Traduction de GoodPlanet.Info

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    • Y. Mérabet

    Peak Oil
    Peak Oil, fin de l’âge d’or Y. Mérabet Ingénieur d’Etat-Expert en énergie Journaliste indépendant

    Le Pic pétrolier

    Avant-propos de l’auteur
    La fin du XIX siècle a vu naitre et grandir rapidement deux sources d’énergie, la houille blanche en Europe et le pétrole un peu partout dans le monde. Ce dernier, en particulier, a mis au quasi-monopole que le charbon avait acquis en matière de transports terrestres ou maritimes ; concurrençant son ainé dans tous les secteurs de la circulation, il s’est en outre arrogé en propre la circulation aérienne, qui lui doit pratiquement l’existence. Il pas moins apte que le charbon à devenir la matière première de produits chimiques (explosifs, caoutchouc de synthèse, savon, crème, engrais, insecticides, matières plastiques etc.) : ce mélange complexe d’hydrocarbures se prête à toutes les combinaisons du carbone avec l’hydrogène qui sont l’âme de l’industrie chimique .En attendant d’être peut-être évincé par de l’énergie, le pétrole est donc devenu un produit essentiel, un produit dont la possession inspire la politique des plus grands Etats de la planète. La produit augment sans cesse, chevauchant le Peak-Oil (Pic pétrolier) elle tend à s’éteindre sur certains pays et se déplacera vers d’autres, mais les grandes puissances s’efforcent, chacun pour son compte et à sa manière d’en garder le contrôle, quelque que soient les pays producteurs d’où le sang coule. Dans le monde actuel, quatre Etats méritent à des degrés forts divers le nom de puissances pétrolières : Etats-Unis, l’Angleterre, la Russie et la France. Après une lutte acharnée Etats-Unis et Angleterre ont trouvé sur le terrain un motus vivendi, tandis que la Russie se replie sur ses positions et que la France cherche à intensifier ses efforts. Naturellement les anglo-saxons l’emportent de loin. Les compagnies américaines, anglaises et anglo-hollandaises puissamment épaulées par leur gouvernement, contrôlent 80% de la production et des réserves de pétrole connues dans le monde. En 1939, les positions respectives étaient les suivantes : contrôle américain aux Etats-Unis, au Pérou, en Bolivie, dans l’Amérique centrale (sauf le Honduras), maitrise anglaise au Venezuela et au Paraguay, lutte en Uruguay , au Chili, en Equateur, en Colombie, en Moyen-Orient , l’Angleterre dominait en Iran, les américains en Arabie ; l’anglo-hollandaise Royal-Deutsch-Shell exploitait la Birmanie et les Indes néerlandaises. La guerre qui a resserrée les liens et révélé des dangers communs, a décidé les américains et les anglais à signer un véritable amnistie du pétrole et à s’associer au lieu de se faire la guerre. Le bilan aujourd’hui est très satisfaisant et assez différent que celui de 1939 ; alors les américains contrôlaient 23,8% du pétrole hors des Etats-Unis, les Anglo-hollandais 38,1%, les Russes 27,5%, les autres pays 10,6% ; actuellement, les parts seraient 40,1% aux Etats-Unis, 39,9% aux Anglo-hollandais, 13% à la Russie, 7% aux autres pays. Ces positions ne sont pas confortables et ne risquent pas de nous impressionner, mais elles comportent beaucoup de faiblesses. La principale est la dispersion des champs pétroliers à travers le monde, qui donne aux routes du pétrole un développement extraordinaire et par conséquent, dans les conflits, une fragilité évidente. Les quatre puissances pétrolières pour assurer leur survie doivent gérer les conflits meurtriers aux sources de leur approvisionnement pétrolier et assurer les routes de transit. Cette fragilité a atteint en plein fouet l’Angleterre qui ne produit rien sur son territoire et doit compter entièrement sur sa flotte de pétroliers qui sillonne les mers et les océans pour assurer son approvisionnement. Mais les Etats-Unis, malgré leur énorme potentiel de production nationale, sont devenus de tels consommateurs qui sont nécessairement tributaires des pétroles les plus éloignés et le seront de plus en plus dépendants du Moyen-Orient et de plus en plus les conflits vont s’intensifier dans grands pays producteur et de transit du pétrole. De la leur orientations politiques sur la convoitise sur le pétrole du Moyen-Orient. Une autre source de faiblesse serait suggérée, pour le système pétrolier Anglos américain, ce qui suppose la bonne volonté de nombreux Etats indépendant ; on sait que Mexique a déjà secoué la tutelle des pétroliers et on ne peut pas prédire à l’avance le futur du comportement populaire de certains Etats grands producteurs du Moyen-Orient qui agissent toujours à l’insu de leurs peuples. Partout donc les trois colosses du monde, les Etats-Unis, l’Angleterre et la Russie se trouvent face à face. C’est parce que le problème du pétrole, problème américain et secondaire jusqu’en 1914, problème anglo-américain et capital en 1939 est maintenant un problème Anglos-soviéto-américain et vital.
    Introduction générale
    La croissance rapide de ces dernières décennies a été liée à l’accès privilégié à une ressource énergétique dotée de qualités exceptionnelles : le pétrole. Une génération aura accompli la performance d’exploiter la moitié des réserves accumulées en plusieurs centaines de millions d’années. Nous entrevoyons aujourd’hui la fin de cet âge d’or. D’autant qu’à “l’autre bout”, nous sommes tout aussi “coincés”, c’est la fin l’âge d’or. Les grands équilibres géopolitiques pourraient eux aussi être bouleversés par la crise énergétique et économique qui, devrait succéder au Peak-Oil. Selon les chiffres publiés par BP en 2003, les pays du Moyen-Orient disposent de 65,4 % des réserves « prouvées » de pétrole dans le monde (25 % reviennent à la seule Arabie Saoudite). Leur part dans le marché mondial est déjà de 28 %. Selon l’Aspo, elle pourrait dépasser les 40 % d’ici deux décennies. Au total, selon Colin Campbell, de l’Aspo, 46 % des ressources actuelles déclarées par les principaux pays de l’OPEP sont « douteuses, sinon fausses ». Le problème, c’est qu’aucun des scenarios officiels ne fait apparaître explicitement le Peak-Oil. Les grands pays producteurs du Moyen-Orient (Arabie Saoudite, Irak, Emirats arabes unis, etc.) ne devraient pas atteindre leur propre pic au rythme d’extraction actuelle avant une trentaine d’années, disent-ils ! Comme leurs réserves déclarées sont fausse à moins de 50%, alors il se pourrait que le Peak-Oil soit atteint d’ici 15 ans. Il suffirait donc qu’ils produisent plus pour compenser le déclin des autres régions pétrolifères déjà en quête, contrariant le calendrier du Peak-Oil mondial de se situer entre la date de l’an 2020 et 2O25. Suite aux déclarations de spécialistes de l’industrie du pétrole que le Peak-Oil est proche, voir même, derrière nous. Mais il semble bien que ça ne soit en fait absolument pas le cas. Et que ça ne le sera pas avant très, très longtemps. La théorie occidentale de la naissance du pétrole à partir de fossiles et de végétation est moins acceptable que celle des Russes qui se basent sur l’hypothèse du ‘pétrole biotique’. D’autre part les réserves prouvées des Etats sont bien subjectives sinon fausses, l’Aspo pointe du doigt des biais et des tricheries systématiques dans la mesure, le report et l’agrégation des réserves des champs pétrolifères de la planète. Le docteur Colin Campbell e fondateur de l’Aspo. Après avoir soutenu sa thèse à Oxford en 1957, cet Anglais a passé près de 40 ans dans l’exploration et l’évaluation de champs pétroliers. Il dit : « La mesure de ce que contient un champ pétrolier est toujours en partie subjective. C’est un simple pari de géologue. » L’expert anglais ajoute : « Pour parler de ce qui reste dans un champ en exploitation, on utilise l’expression ‘’réserves prouvées’’ qui ne correspond en fait qu’à un calcul de probabilité dont les critères varient selon que l’on travaille pour les Etats-Unis, la France ou la Russie. » Les chiffres officiels sur les réserves « restant à découvrir » sont exprimés à travers trois valeurs différentes, appelées F95, F50 et F5. La première indique la quantité de pétrole disponible avec une probabilité de 95 %, la seconde avec une probabilité de 50 %, la troisième avec 5 %. Pour l’Algérie, les données de référence publiées par l’organisme officiel américain USGS (United States geological survey) indiquent que ce pays a :
    95 % de chances de découvrir encore 1,7 milliard de barils de pétrole conventionnel ;
    50 % de chances de découvrir 6,9 milliards de barils ;
    5 % de chances d’en découvrir 16,3 milliards.
    Or dans les rapports sur lesquels s’appuient les gouvernements, les banques ou les actionnaires, on ne retient en général qu’une valeur médiane, appelée (« Mean »), entre les trois niveaux de probabilité. Pour l’Algérie, cela donne 7,7 milliards de barils. Peu importe qu’un rapport de presque 1 à 10 sépare F95 et F5. Et que le chiffre finalement retenu ait moins d’une chance sur deux de chances d’être atteint ! Outre les inexactitudes, les calculs sur l’avenir du pétrole sont l’objet d’une vraie gruge. En 1985, les pays producteurs réunis au sein de l’OPEP ont pris la décision, jugée fort saine à l’époque, d’indexer leurs quotas de production de pétrole sur le montant des réserves déclarées par chaque pays membre. Mais des faits étonnent : d’après les données de référence reprises par le groupe anglais BP dans son rapport 2003 sur l’énergie mondiale, l’Arabie Saoudite est passée, entre 1985 et 1990, de 169 milliards de barils de réserves « prouvées » de pétrole conventionnel à… 258 milliards, soit 50% de plus ! Tous les principaux pays producteurs de l’OPEP sont dans la même situation : Abu Dhabi (30 milliards de barils déclarés en 1985 contre 92 milliards en 1988), Iran (48 milliards en 1985, 92 milliards en 1988), Irak (44 milliards en 1985, 100 milliards en 1988), etc. Le tout sans qu’aucune découverte significative de nouveaux champ pétrolifère n’ait eu lieu dans ces pays au cours de la période… Laherrère décrit l’exemple du champ pétrolifère de Cusiana, en Colombie, découvert en 1988. Le géologue raconte : « Triton, la compagnie américaine qui s’est chargée de l’évaluation des ressources de Cusiana a commencé par parler de 3 milliards de barils, une valeur remarquable, qui n’a pas laissé Wall Street indifférente. Triton devait vraiment avoir besoin de l’argent de ses actionnaires, parce que lorsque BP a démarré l’exploitation de Cusiana, ils sont prudemment redescendus à 1,5 milliards de barils. Et je pense qu’au final, il y a à peine 800 millions de barils là-bas… »
    Si les pays producteurs exagèrent leurs ressources, c’est aussi parce qu’elles permettent d’obtenir plus facilement des prêts bancaires. Jean Laherrère commente : « Les chiffres officiels des réserves pétrolières, sont loin d’être des données purement scientifiques. C’est le reflet d’un patrimoine financier que les Etats valorisent ou déprécient selon leur intérêt du moment. »
    Pour l’Aspo, l’ensemble de ces sources d’exagérations contribuent à faire croire que le Peak -Oil, et la flambée qu’il entraînera sur les prix, n’arrivera pas avant après-demain. La réalité pourrait être tout autre : « Compte tenu de l’opacité des données, il se peut très bien que le pic soit déjà derrière nous », prévient Colin Campbell. L’expert fondateur de l’Aspo a publié un article dans lequel il estime à 1750 milliards de barils les réserves totales de pétrole conventionnel (déjà découvertes + probables). Côté USGS, le chiffre officiel est de 3000 milliards de barils, soit 1,7 fois plus. L’USGS n’est pas un organisme indépendant : il dépend directement du département américain de l’Intérieur. Son rôle est très politique. En 2000, la publication des chiffres de l’USGS sur les réserves de pétrole a précédé d’une semaine seulement une importante réunion de l’OPEP sur les quotas futurs de production
    En 2002, la Douma a voté une loi d’après laquelle révéler les réserves de gaz et de pétrole russe est un crime passible de 7 ans de prison. Laherrère remarque : « Ces tripatouillages ne seraient pas graves si les pays industriels essentiellement consommateurs de pétrole, Etats-Unis, Union européenne et les pays émergeants n’avaient pas totalement renoncé à mettre en question les données qui leur sont fournies par les pays producteurs. Ils affirment aujourd’hui, qu’ils se fient aveuglément à des données produites et trafiquées par d’autres. Il n’existe aucun travail de vérification et la la question du ‘Peak-Oil’ est tout simplement ignorée !
    Mais, voilà que, les systèmes économiques du monde entier reposent essentiellement sur la disponibilité de sources d’énergie fossiles. Frappés par la ‘phobie-pétrole’, les pays dominants consomment toujours plus, sacrifient la vie de leurs descendants et asservissent, affament et pillent les pays dominés du fait de leur suprématie économique et militaire. De nombreux conflits armés ont éclaté et éclateront encore pour l’appropriation des sources d’énergie, et ce toujours avec le même rapport de force. L’occident est autocentré sur ces problèmes de niveau de vie et de confort, alors que les trois quarts des habitants de la planète ne possèdent pas un minimum vital. Alors, changeant de vie et de comportement pour résoudre le problème ! Y. Mérabet
    —oOo—
    CHAPITRE I Peak Oil

    1- Il n’y aurait pas de Peak- Oil ?
    Pourquoi ? Parce que la théorie officielle sur l’origine du pétrole est clairement fausse. Or, c’est elle qui est à la base de toutes les prédictions présentes et passées sur le ‘Peak- Oil’. Une théorie qui est connue et populaire en Russie depuis les années 50 affirme que le pétrole ne s’est pas formé à partir de plantes tombées au fond de bassins sédimentaires, comme la théorie officielle le soutient, mais que le pétrole est formé de façon chimique dans les entrailles de la terre, à une distance comprise entre 100 et 300 km dans l’écorce terrestre. L’hydrogène et le carbone étant très abondants, il y aurait en réalité des quantités faramineuses de pétroles sous nos pieds……… sur 277 pages…….

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    • Samira Akli

    Pour un traitement idéologique de l’affaire d’In-Salah ?
    Par Y.Mérabet
    Le développement de technologies énergivores a en outre le léger défaut de se faire, quand il se fait, grâce à une augmentation de complexité technologique, consommatrice d’énergie et de matières premières plus importante, toutes choses en voie de disparition. Pas très sérieux comme solution, même sans effet rebond.
    La seule transition véritable est celle de la sobriété, dont il y a lieu d’envisager la mise en place par la loi, j’entends une loi légitime, une loi démocratique ou le peuple dans son entier décide. L’idéal serait que cette sobriété soit volontaire, fruit d’une vertu écologique nouvelle et généralisée. Une telle vertu, apprentissage culturel, n’a aucune chance de se développer si l’on ne tente pas de la faire naître. Aussi toute proposition technologique, financière, ou autre visant un traitement de la question énergétique doit dans le même temps s’accompagner de propositions idéologiques, autrement dit de propositions de philosophie morale qui disent ce qui est bien ou mal, ainsi que le dit la société en de multiples champs. Or ce n’est pas ce qui se passe, seules les propositions techniques, de faible portée, sont énoncées en évitant soigneusement le volet moral du problème, de portée immense, mais s’opposant frontalement à notre absolu libre-arbitre et notre très élaborée pensée relative. Il nous faut donc ramer à contre courant sur la morale et non sur les pratiques qui n’en sont que l’émanation.
    Journaliste indépendant
    Feuille de route pour l’exploitation du gaz algérien
    Par Y.Mérabet (AARI)
    Les trois réserves des protestâteurs levées
    1- Gaz conventionnel ou gaz non conventionnel (appellation originale : gaz naturel)
    2- Forage vertical ou forage horizontal (appellation de base : forage tout court)
    3- Fracturation hydraulique (opération classique pour briser un corps solide, utilisée à grande échelle dans l’industrie d’extraction des hydrocarbures depuis l’apparition du forage rotary). Du point de vue sécurité (assurance que demandent les protestâteurs anti-gaz de schiste d’In-Salah), elle est du même niveau que ceux des puits verticaux que la Sonatrach exploite depuis la nuit des temps.
    Oui à l’exploitation du gaz algérien dit ‘gaz de schiste’ !
    Cours préparatoire sur le gaz de schiste
    Tight gas, gaz de schiste, gaz de charbon… Ces gaz « non conventionnels » sont piégés dans des gisements atypiques de par leur localisation et leurs caractéristiques géologiques.
    L’appellation « gaz non conventionnels » recouvre principalement trois types de ressources gazières : le gaz de schiste (ou shale gas), le tight gas et le gaz de charbon (ou coal bed methane) Ce n’est pas leur nature chimique qui les distingue du gaz « conventionnel » (il s’agit dans tous les cas de gaz naturel), mais les caractéristiques géologiques de la roche qui les contient.

    Des techniques de production adaptées
    Les gisements de gaz non conventionnels, en particulier de gaz de schiste et de tight gas, sont difficiles à produire. Des techniques de forage spécifiques, maîtrisées par depuis des décennies permettent la remontée du gaz du fond des puits jusqu’en surface.
    Gaz de schiste et ‘tight gas’ : puits horizontaux multi fracturés
    Des technologies spécifiques de forage et de stimulation de la production sont mises en œuvre sur les gaz de schiste (ou shale gas) et les tight gas. Elles sont indispensables pour relever le défi technologique majeur de ce type de gisement : leur très faible perméabilité. Leur capacité à laisser circuler le gaz est trop réduit pour les méthodes de production classiques. Ces techniques spécifiques comprennent notamment un grand nombre de puits horizontaux et une fracturation hydraulique de la roche.
    Des puits horizontaux
    Pour optimiser le drainage du gisement, la liaison des puits avec le réservoir doit être la meilleure possible. Les puits fortement déviés ou horizontaux permettent de suivre, sur de longues distances, les couches productrices. La Sonatrach dispose d’une expérience largement éprouvée de cette technique dite de forage horizontal. À son actif, un record très appréciable en Algérie.
    Une fracturation ou stimulation hydraulique de la roche
    L’objectif est de créer la perméabilité que n’offre pas la nature. Un réseau de fissures est produit par une injection d’eau sous pression dans le réservoir, permettant au gaz de circuler jusqu’au puits. A l’eau injectée sont ajoutés :
    • des matériaux appelés frappants (sable, céramique) qui maintiennent les fissures ouvertes ;
    • une quantité limitée d’additifs (de l’ordre de 0,5 % de la totalité du volume injecté) : essentiellement des bactéricides, gélifiants et tensio-actifs. Leur composition dépend principalement des conditions du puits : pression, température, quantité de proppants… Ces additifs permettant de stériliser et d’éviter la contamination bactérienne du réservoir et d’améliorer l’efficacité de l’opération.

    Chaque puits doit être fracturé en plusieurs étapes, et moins le gisement est perméable, plus le nombre de fracturations est élevé. Ces techniques de fracturation sont mises en œuvre par les sociétés majors du pétrole opérants en Algérie, notamment Total pour l’exploitation de gisements de tight gas.
    Un grand nombre de puits
    Chaque puits draine en effet un volume de roche moins important que dans un gisement gazier conventionnel. Pour réduire l’emprise au sol des opérations, les têtes de puits sont regroupées en cluster : on peut ainsi forer plusieurs puits horizontaux (10 à 15) à partir d’un point central.

    Schiste-Chiffres clés d’une fracturation pour un puits
    • 5 à 10 fracturations en moyenne pour un drain de 1 000 m
    • Par fracture : 1 500 m3 d’eau, 360 tonnes de sable, 0,5 % d’additifs
    • Dimensions classiques d’une fracturation : latéralement de l’ordre de 150 m de part et d’autre du puits, verticalement de l’ordre de quelques dizaines de mètres (limitée par l’épaisseur de la formation).
    Le forage commence par une percée verticale jusqu’à la zone cible de la production, située entre 1 500 et 3 000 m de profondeur pour les gaz de schiste, et qui peut être plus profonde pour les tight gas.
    Une fois la couche recelant le gaz atteinte, le forage devient horizontal et se prolonge sur plusieurs milliers de mètres à l’intérieur de cette couche. Le monde pétrolier par le biais des spécialistes du domaine du forage et de l’exploitation a développé des outils de pointe qui permettent un ajustement des trajectoires en temps réel au cours du forage. Sa maîtrise reconnue dans ce domaine a notamment été l’une des clés du succès du développement des ressources situées sous de très grandes profondeurs d’eau : ses puits horizontaux suivent ainsi, parfois sur de grandes distances, des couches réservoir épaisses de quelques mètres seulement.
    L’installation de tubages en acier, dits ‘casing’, puis la cimentation de l’espace existant entre le tubage et la roche, assurent une parfaite étanchéité du puits, en particulier dans la traversée de la zone phréatique. Ciment et tubages ne sont perforés que sur la section horizontale du puits (à plusieurs milliers de mètres de profondeur), pour permettre sa connexion avec la couche productrice. La fracturation hydraulique est l’ultime étape réalisée avant la mise en production du puits.
    L’immense potentiel des gaz non conventionnels
    Abondants et présents sur tous les continents, les gaz non conventionnels ont transformé le marché gazier nord-américain et pourraient redistribuer la donne gazière mondiale. Ces ressources, équivalentes à celles du gaz conventionnel, constituent un atout majeur pour répondre durablement à une demande sans cesse croissante.

    Une demande en gaz croissante
    Les gaz non conventionnels constituent une source potentielle majeure du renouvellement des ressources en gaz. Avec une production en croissance annuelle de près de 3 % en moyenne depuis plus de trente ans, le gaz est l’énergie fossile dont la progression est la plus soutenue.Des volumes très importants restent à produire. Au rythme actuel de la consommation, les ressources déjà connues permettront de répondre aux besoins du marché mondial pendant plus de cinquante ans. Le très fort potentiel des gaz non conventionnels devrait prolonger durablement la capacité de l’industrie pétrolière à répondre aux besoins énergétiques de la planète et en particulier à la croissance programmée de la part du gaz naturel dans la génération d’électricité.
    Des ressources abondantes
    Le volume des ressources en gaz de schiste, et gaz de houille, est estimé aujourd’hui à entre 8 000 et 9 000 Tcf, soit environ 51 % des ressources gazières mondiales (source Total).
    Les gaz de schiste (ou shale gas) concentrent la plus grosse part de ce potentiel. L’étendue des roches mères dont ils sont issus (beaucoup plus importante que celle des réservoirs gaziers classiques) et leur présence sur tous les continents de la planète, élargissent considérablement les perspectives de l’exploration.
    Le « boom » américain une réalité et un exemple que l’Algérie doit suivre, vue l’énorme potentiel de gaz de schiste dont elle dispose
    Les États-Unis ont retrouvé leur rang de premier producteur mondial de gaz et sont devenus exportateur net de gaz grâce aux gaz non conventionnels. Pionniers de leur valorisation, ils en restent les leaders. La production des tight gas et du gaz de charbon y a été initiée dès les années 1970 pour compenser le déclin des champs de gaz conventionnels.

    Celle des shale gas l’a été dans les années 1990, d’abord par des petits producteurs indépendants du Texas. L’arrivée récente d’acteurs industriels maîtrisant des techniques de production avancées a été à l’origine d’une très forte montée en puissance de cette production. Elle pourrait être, à l’avenir, la source essentielle de la croissance gazière américaine. Selon les prévisions, sa part actuelle de 14 % de la production américaine de gaz (65 millions de m3/an) atteindra rapidement 20 % pour se hisser à plus de 50 % à l’horizon 2035. Elle dépassera ainsi largement celles des tight gas et du gaz de charbon, dont les volumes de production devraient quant à eux rester constants.
    Cette « révolution » américaine des gaz de schiste, portée par une très forte croissance de la production de ce gaz reste un exemple unique au monde. Sur le reste de la planète, la géologie des roches mères, leurs contenus en gaz comme la rentabilité de leur exploitation reste encore teintée de fortes incertitudes dont la levée nécessitera plusieurs années d’études.
    Gaz de schiste et tight gas : le défi de la perméabilité
    Dans le sous-sol, les hydrocarbures (gaz, mais aussi pétrole) sont piégés dans des roches dites « réservoir ». Malgré cette appellation, il ne s’agit pas de vastes poches continues, mais de minuscules pores entre les grains qui forment la matrice de cette roche.
    La qualité d’une roche réservoir est caractérisée par sa porosité et sa perméabilité.
    La porosité représente l’espace entre les grains, et donc sa capacité à stocker un hydrocarbure, liquide ou gazeux. Un réservoir très poreux pourra donc receler un gros volume de pétrole ou de gaz. Mais cela ne suffit pas. Encore faut-il qu’il laisse ces fluides circuler, autrement dit que les pores soient connectés entre eux. C’est la perméabilité qui mesure cette aptitude de la roche à se laisser traverser par le gaz ou le pétrole.
    Les gaz de schiste (ou shale gas) et les tight gas ont en commun d’être piégés dans des roches de très faibles perméabilités. Des roches ultra-compactes qui interdisent, ou limitent très fortement, la circulation du gaz.
    Pour une exploitation responsable des gaz de schiste
    Limiter la consommation d’eau
    L’exploitation des gaz de schiste requiert d’importants volumes d’eau pour fracturer la roche mère. Cette consommation reste toutefois inférieure à celle de la production du pétrole conventionnel assistée par la technique classique d’injection dans les réservoirs. Elle est aussi plus concentrée dans le temps, avant la mise en production des puits, alors que la production conventionnelle requiert une injection d’eau tout au long de la vie du champ.. Nos gisements de schiste se trouvent juste sur la plus grande nappe d’eau albienne du monde
    Repères – Eau consommée et produite
    A l’heure actuelle, un puits de gaz de schiste nécessite en moyenne 15 000 m3 d’eau pour un drain de 1 000 m (1 500 m3 d’eau sont utilisés par fracturation, avec une moyenne de 5 à 10 fracturations par puits). Cette consommation d’eau se situe ainsi dans une fourchette de 0,1 à 0,5 baril d’eau par baril équivalent pétrole produit. Celle de la production de pétrole conventionnel assistée par injection d’eau varie 1 à 3 barils d’eau par baril de pétrole produit.
    • Traitement de l’eau : Sontrach entend se donner les moyens de tendre vers un recyclage maximum de l’eau produite. Si la réutilisation de cette eau n’est pas obligatoire aux États-Unis, elle y atteint déjà près de 100 % sur certains champs (Marcellus). La Sonatrach se concentre sur les technologies qui permettront de systématiser ce recyclage à 100 %.
    • Des technologies alternatives à la fracturation hydraulique sont en cours de développement, que la Sonatrach va certainement en bénéficier. Ces brevets à la fois à réduire les besoins en eau et à améliorer l’efficacité énergétique de la fracturation.
    • Le développement de proppants innovants, à la fois plus légers et plus résistants que le sable, est une autre piste à l’étude. Capables de résister à des charges plus lourdes que le sable, leur légèreté nécessitera moins d’eau pour les transporter.
    Optimiser les coûts du traitement de l’eau
    Toutes les technologies nécessaires au traitement des eaux de production des gaz de schiste sont disponibles depuis de nombreuses années. Leur performance a déjà largement été démontrée. L’enjeu est avant tout économique. Selon les configurations spécifiques de chaque champ (composition de l’eau de production, spécifications visées en fin de traitement), les coûts associés au traitement varient considérablement, allant de 1 à 12 dollars par baril d’eau traitée.
    Une gamme étendue de technologies de traitement des eaux de production disponibles
    Les technologies de traitement des eaux de production sont très nombreuses. Elles permettent de déployer des solutions adaptées à la composition de l’eau à traiter et aux spécifications attendues de l’eau traitée :
    • traitement des particules solides : filtration réalisée au travers d’une large gamme de filtres (du grillage métallique jusqu’aux membranes) ou procédés chimiques (précipitation ou floculation des carbonates, des métaux lourds…)
    • traitement des hydrocarbures : la technique la plus classique est la séparation gravitaire dans des bassins de décantation.
    • traitement de la salinité : les techniques varient selon la salinité de l’eau. Les eaux les moins salées sont traitées par osmose inverse, tandis que des concentrations en sel élevées nécessitent la mise en œuvre de techniques thermiques (évaporation, cristallisation) plus coûteuses.
    Préserver les nappes phréatiques
    Le tubage des puits et la cimentation de l’espace annulaire existant entre la roche et les tubages doivent assurer une parfaite étanchéité des puits. La qualité de ces « barrières », garante de la préservation des nappes phréatiques de toute contamination, constitue un pôle d’expertise de pointe des spécialistes de Sonatrach. Parce qu’il doit maîtriser des conditions parfois extrêmes (températures, pression, production de gaz acides) Le partenaire étranger de Sonatrach , en effet développé une forte compétence interne sur la cimentation des zones fragiles géologiquement que doit traverser le forage et cela, associée à d’importants moyens laboratoires.
    Le savoir-faire de ces laboratoires lui ont permis de mettre au point, en 2010, un système unique dans l’industrie et le monde scientifique qui, pour la première fois, permet de contrôler in situ la bonne tenue mécanique des ciments. Et en parallèle, à limiter le volume d’additifs chimiques nécessaire à la fracturation hydraulique et étudie des alternatives possibles, tels que les produits utilisés par l’industrie agroalimentaire.
    Réduire l’empreinte au sol
    Augmenter la longueur des drains horizontaux des puits de production des gaz de schiste est l’un des moyens que les entreprises pétrolières spécialisés dans les opérations spéciales envisagent de mettre en œuvre pour limiter le nombre de puits de développement. Le Vette opération est maîtrisée depuis de nombreuses années les techniques du forage horizontal, sur des longueurs pouvant dépasser 10 000 m. Mais le défi est ici de préserver l’efficacité de fracturation au fil de l’allongement des drains, d’une longueur actuelle de l’ordre de 3 000 m.
    Ces entreprises étudient également les possibilités de recourir à la technologie du puits dit « multidrains ». Elle permet de forer plusieurs drains de production à partir d’une seule tête de puits, limitant ainsi très nettement les infrastructures visibles en surface. Le défi consiste à adapter cette technologie, coûteuse, à la dimension industrielle de l’exploitation des gaz de schiste.
    Caractéristiques physico-chimique de la roche-mère

    La perméabilité, qui s’exprime en Darcy, est l’un des paramètres marquant la frontière entre réservoirs « conventionnels » et « non conventionnels ». Elle peut atteindre 1 Darcy, voire plus, dans un piège à hydrocarbures classique de bonne qualité, et chute à quelques dizaines de micro Darcy dans les réservoirs de tight gas, plus compacts qu’une brique. Dans le cas des gaz de schiste, elle s’effondre encore, se réduisant à des valeurs mille fois plus faibles que dans les tight gas. Elle se mesure alors en nano Darcy.
    • Le tight gas est piégé dans des réservoirs ultra-compacts, dont la porosité et la perméabilité sont très faibles. Les pores de la roche réservoir contenant le gaz sont minuscules, et la compacité de la roche est telle que le gaz ne peut s’y mouvoir que très difficilement.
    • Le gaz de schiste est quant à lui extrait d’une couche géologique appelée « roche mère », et non d’un réservoir pétrolier classique. Cette roche sédimentaire argileuse est naturellement peu perméable. Une partie du gaz qui s’y trouve est soit adsorbé (intimement imbriqué dans la matière organique) soit à l’état libre dans le volume poreux de la roche.
    Qu’est-ce qu’une roche mère ?
    La roche mère est la couche géologique où se forment pétrole et gaz. Elle est issue de sédiments, riches en matière organique, déposés sur les fonds océaniques ou dans des lacs et qui se sont enfoncés dans le sol au fur et à mesure que d’autres sédiments les recouvraient. Au fil de cet enfouissement, les sédiments se solidifient, et la matière organique se décompose en hydrocarbures sous l’effet combiné de la température et de la pression souterraine. Ces derniers sont progressivement expulsés de la roche mère, et migrent, pour l’essentiel, jusqu’en surface. Certains hydrocarbures sont arrêtés lors de cette remontée par un obstacle composé de roches infranchissables. Ils s’accumulent sous ce « toit » et forment au fil du temps un réservoir classique, cible conventionnelle de l’exploitation pétrolière et gazière.
    Dans le cas des gaz de schiste, tout ou partie du gaz issu de la décomposition de la matière organique est resté prisonnier sur place. Les roches mères candidates à l’exploitation de leur gaz sont donc celles dont la maturité est suffisante pour le générer mais qui ne l’ont pas encore entièrement expulsé.
    Des réserves considérables, un enjeu majeur pour l’avenir du gaz « dit de schiste »
    Conclusion générale :
    Avec des réserves mondiales considérables, le gaz de schiste présente un double intérêt. Il offre une réponse aux besoins énergétiques croissants de la planète et il contribue à réduire la dépendance énergétique vis-à-vis des pays producteurs actuels
    Des besoins énergétiques croissants
    L’accroissement de la population et le dynamisme des économies des pays émergents engendrent des demandes énergétiques croissantes à l’échelle mondiale. Selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE), les besoins en énergie devraient augmenter de 40 à 50 % d’ici 2030.
    À cette même période, le gaz devrait représenter environ 25 % du bouquet énergétique mondial, contre 21 % en 2010. Les gisements de gaz conventionnels proches des lieux de consommation ont été exploités en premier. Il faut donc les remplacer désormais soit :
    • par l’importation de gaz conventionnel produit loin des lieux de consommation et acheminé par gazoduc ou par bateau,
    • par des gaz non conventionnels, comme les gaz de schiste.
    Gaz de schiste et production d’électricité
    Le gaz de schiste comme tout gaz naturel génère, lors de sa combustion, 50 % de CO2 de moins que le charbon. Utilisé comme matière première dans les centrales électriques à la place de ce dernier, il pourrait offrir une production d’électricité plus compatible avec les engagements de réduction de gaz à effet de serre, en diminuant la production de CO2.
    Les gaz de schiste, des ressources abondantes…
    Les gaz de schiste constituent un immense potentiel. Ils représentent l’essentiel du volume mondial de gaz non conventionnels (gaz de schiste, tight gas et gaz de charbon) estimé par l’AIE : 380 000 milliards de m3, soit 120 à 150 ans de la consommation actuelle de gaz naturel.
    En Europe, les réserves de gaz de schiste sont estimées entre 3 000 à 12 000 milliards de m3 (source : CERA, Cambridge Energy Research Associates).
    Contribuer à l’indépendance énergétique
    Étant donné leur répartition dans de nombreuses régions du monde, l’exploitation des ressources en gaz de schiste devrait permettre :
    • aux États-Unis de devenir, dans les dix prochaines années, exportateurs de gaz, dans la mesure où ils vont produire suffisamment de gaz pour répondre à la demande intérieure ;
    • à des pays en pleine croissance comme la Chine et l’Inde, de disposer des ressources énergétiques indispensables à leur développement ;
    • à l’Europe de voir la durée de vie de ses réserves actuelles multipliée par deux, ce qui lui permettrait de réduire considérablement les importations en croissance constante.
    De plus, l’arrivée sur le marché des gaz non conventionnels aux États-Unis (gaz de schiste, tight gas et gaz de charbon) a généré une augmentation de la quantité de gaz naturel disponible. Cette hausse de l’offre a entraîné une évolution à la baisse des prix du gaz dans cette région. Cette évolution des prix du gaz à la baisse a un impact positif non seulement pour le consommateur particulier mais également pour l’industrie.
    Quels bénéfices pour l’économie locale ?
    L’exploitation du gaz de schiste a montré aux États-Unis qu’elle pouvait créer de la richesse, non seulement au plan national, mais également local :
    • Avantages financiers directs grâce au versement de taxes, redevances et autres impôts par les compagnies pétrolières. Ceux-ci prennent des formes différentes selon la législation des pays concernés.
    • Avantages indirects induits principalement par :
    o Des créations d’emplois : directement dans la production de gaz (pétroliers et sous-traitants), mais aussi dans la logistique, les BTP, les services à l’industrie, etc. Elle génèrerait aussi, comme toute activité industrielle, des emplois indirects : activités commerciales, formation, services à la personne…
    o Le développement de nouvelles industries intéressées par un approvisionnement en gaz de proximité.
    o La création d’un savoir-faire industriel exportable.
    Mise en garde protestâteurs Anti-schiste

    Oh ! Protestâteurs, allez-vous renvoyer, les 8 compagnies étrangères qui forent et fracturent péniblement la roche pour vous ? Pour vous allaiter. Etes-vous capables de survivre sans le bienfait du gaz qui vous enivre. Allez-continuer à vivre sur le dos des autres et sous l’assistance de l’Etat ? Que pourrait nous offrir la bourgade d’In-Salah en échange de notre souveraineté et l’abondant de nos richesses. Alors, que toute la bourgade d’In-Salah ne représente 1 /250 nième de la population algérienne, et que les meneurs de cette rébellion ne sont qu’au nombre infime de 22 agissant dans ‘l’informel politique’, L’informel politique et la rébellion sont deux délits que le code pénal algérien e.
    Y.Mérabet
    – Journaliste indépendant – Ingénieur d’Etat en Engineering pétrolier – Ex Chef de Division des infrastructures gazières de Hassi-R’mel – Expert en Energie retraité – Militant FLNiste

    • Samira Akli

    algeriespot.com › À lire
    Youcef Youcefi, dévoile indirectement les carences de la stratégie militaire algérienne face à une guerre. Par Y. Mérabet * -. le Quotidien d’Oran du 02 mai 2015.

    • Samira

    La transition énergétique dans l’impasse, l’Algérie s’enfonce dans le péril.

    par Y.Mérabet*

    ————-A.A.R.I

    L’Algérie dépend réellement à 99% de ses exportations d’hydrocarbures
    Le bruit cours et les déclarations se multiplies, 97%, des exportations de l’Algérie provenaient des hydrocarbures et que le reste, soit 3% revenait au secteur hors hydrocarbures. Bien sûr, un progrès minime et symbolique de 1% (98% auparavant) mais qui laissait espérer l’amorce d’une sortie progressive de l’ornière des hydrocarbures, dans laquelle l’économie nationale s’est entravée et qui l’empêche de se diversifier, alors que l’après-pétrole tout proche menace. En effet, si la contribution du secteur hors hydrocarbures semblait s’être améliorée pour atteindre 3% du total des exportations, il s’est avéré que 0,65% de cette contribution était dû à des produits et dérivés pétroliers, c’est-à-dire des produits et dérivés à classer avec les hydrocarbures et non pas en dehors. Dans ces conditions, un calcul simple montre que, en réalité, les hydrocarbures représentent 99% et non pas 97% du total des exportations, alors que le secteur hors hydrocarbures n’en représente que 1% et non pas 3%.
    Non seulement l’ornière ne s’était pas atténuée mais celle-ci, en atteignant la cote des 99%, était plus profonde qu’on ne pense. Il y a donc un haut risque, si on n’arrive plus à redresser rapidement la situation, de peur de voir le pays régresser vers une économie immergeant au lieu de progresser vers l’économie émergente. L’Algérie aura-t-elle le temps et les ressources nécessaires pour se préparer à une économie d’après-pétrole dans le contexte d’un déclin de la rente pétro-gazière prévue disparaître complètement autour de 2030 si aucune action n’est entreprise pour retarder cette échéance ?
    Une économie mono-rentière très spécifique à l’Algérie est loin d’être prête pour un après-pétrole qui s’invite pour très bientôt. A cela le plus commun des lecteurs peut-être surpris, habitué à la vague et fausse notion que l’après-pétrole est synonyme de tarissement des gisements donc une éventualité encore lointaine dont il n’y a pas lieu de s’inquiéter pour le moment et que la théorie du « peak-oil » devient absurde et peut-être que facultatif et que le pétrole et le gaz sont des économies hôtes et qu’il faut s’en foutre ? Par définition, l’après-pétrole commencera le jour où la rente pétro-gazière ne pourra plus équilibrer la balance commerciale.
    Sur la base de cette définition, le début de l’après-pétrole est tout proche et des signes avant-coureurs annoncés par les agissements anormaux des responsables du secteur énergétique du pays. Les institutions financière du pays, notamment la Banque Nationale d’Algérie (BNA) et la Banque Extérieure d’Algérie (BEA), n’ont pas pu, en maintes occasions, s’empêcher de tirer la sonnette d’alarme à propos de balances des paiements déficitaires. La Banque Mondiale (BM) signale, quant à elle, que le solde de la balance des comptes courants de l’Algérie devrait baisser de 2,6% du PIB en 2014 à 0,1% en 2015, qu’en est-on aujourd’hui ?
    Telles que la situation prévaut, il reste très peu de temps, certainement pas assez, pour mener à bien la transition vers une économie diversifiée, car la durée de vie de la rente s’annonce bel et bien plus courte que le temps requis pour cette transition. Surtout qu’il n’existe aucune politique énergétique, aucune stratégie, ni même une vision claire pour y parvenir à ce mal. Aucun des programmes mis en œuvre à cette fin ne s’est avéré efficace jusque-là, avec des perpétuels changements de tète recommandées par l’oligarchie du pouvoir se relayent sur au chevet de dame dinosaure Sonatrach, agonisante. Depuis des décennies, nous faisons qu’entendre le même refrain qui revient à longueur d’année comme un leitmotiv : « Le développement des hydrocarbures, servira à générer les revenus permettant de développer l’économie nationale. » Tout cela avait été prévu par la première charte nationale et le plan Valhyd ? En réalité, le développement de l’économie s’est confondu avec celui des hydrocarbures. Et s’il est vrai que des actions ont été entreprises dans les autres secteurs, la plupart se sont soldées par des échecs, et à chaque échec on sonnait la fuite vers la forteresse des hydrocarbures, seule capable d’assurer survie et protection. A tel point qu’on a créé domicile dans cette forteresse confortable, sans trop se préoccuper de ce qui se passait dehors.
    Après 53 ans d’indépendance, les choses se sont empirées, le pays dépend fortement de la recette des hydrocarbures exportées à hauteur de 99%. Une telle situation rend l’Algérie extrêmement fragile aux fluctuations du marché et la met en grand danger en cas de chute des prix ou de crise. La crise de la fin des années 80 est là pour le rappeler. Aujourd’hui, nous sommes en 2015, cette même crise est devenue une maladie chronique. La question fondamentale que nous devons soulever sur ce point : est de savoir si on peut compter sur le potentiel des principales énergies alternatives de substitution disponibles en Algérie (solaire, schistes, charbon et uranium) pour assurer une transition énergétique et économique d’ici 2030, date probable butoir de la fin du pétrole et du gaz en Algérie, sous réserves miracles de découvrir d’autres gisements potentiels .
    Potentiel des énergies alternatives de substitution
    1 – Les hydrocarbures de schistes
    Il est pratiquement impossible d’évaluer le potentiel de production des schistes en Algérie pour la simple raison qu’on vient tout juste de forer un puits d’exploration a In-Salah alors qu’aucune exploitation n’a commencé, alors que des dizaines, voire des centaines de puits pour acquérir un historique de production suffisant et nécessaires pour en avoir une idée sur le potentiel et le choix des techniques d’exploitation . Par conséquent, la meilleure approche possible pour estimer le potentiel des schistes algériens, en l’état actuel des choses, serait une estimation analogique par rapport à celui des schistes américains où des dizaines de milliers de puits ont été forés et notamment les schistes de Barnett (Texas) où les puits possèdent l’historique le plus long. Ce rapprochement n’est pas évident, car la structure géologique change d’un continent à un autre, d’une région à une autre. Cette estimation analogique a déjà été entreprise dans une précédente contribution et a permis d’arriver à la conclusion qu’avec le forage de 200 puits par an on arrivera à obtenir une production à peine de 6 milliards de m3 de gaz/an. Si l’on porte le nombre de puits à 240 par an pour correspondre aux prévisions officielles de forage, elle ne dépassera pas les 7,2 milliards de m3/an ce qui diffère très substantiellement des 60 milliards de m3 avancés à moins de forer environ 2000 puits par an. La technologie ne peut pas faire beaucoup mieux actuellement. Telles que les choses se présentent au plan des coûts, l’exploitation des schistes en Algérie n’est pas encore une opération rentable. C’est la raison pour laquelle il serait préférable, pour le moment, de se limiter à des projets pilotes jusqu’au jour où une combinaison favorable des progrès technologiques, des coûts et des prix du gaz rendra un développement à grande échelle attrayant.
    2 – L’énergie solaire
    Tarissement annoncé des puits de gaz et de pétrole, l’Algérie s’est investie officiellement dans les mégaprojets d’énergies renouvelables, essentiellement solaire, qui prévoit à l’horizon 2030 l’installation d’une capacité de 22 000 MW, d’une valeur de 130 milliards de dollars et qu’il était loin d’être rentable tout comme cela est souvent le cas à l’étranger où les projets de cette nature ne survivent que grâce aux subventions. De plus, ses dimensions démesurées rendent peu probables son achèvement dans les délais prévus, c’est-à-dire bien après le tarissement de nos pétro-gazières, sous réserves de nouvelles découvertes en conventionnel.
    Sur, la base des performances de la station solaire de Hassi R’mel qui, avec une puissance de 30 MW permettra d’économiser 7 millions de m3 de gaz/an, que le mégaprojet ne pourra en économiser plus de 5 milliards de m3/an. Tout comme il ne pourra économiser plus de 150 milliards de m3 de gaz au cours de sa durée de vie, ce qui est largement inférieur aux 600 milliards avancés dans une autre estimation.
    3 – Potentiel du charbon
    Les réserves, réparties dans le bassin de Béchar, s’élèveraient à un total de 263 millions de tonnes mais ont été abandonnées depuis des décennies, permettront d’économiser un total de 2,7 milliards de m3 de gaz.
    4 – Potentiel du nucléaire
    Il est question, depuis un certain temps, de construire vers 2025, la première centrale nucléaire algérienne pour faire face à l’accroissement galopant de la consommation d’énergie électrique.
    Selon les données du ministère de l’Energie et des Mines, les réserves prouvées de l’Algérie en uranium avoisinent les 29.000 tonnes, tout juste de quoi faire fonctionner deux centrales nucléaires d’une capacité de 1000 mégawatts chacune pour une durée de 60 ans. Un ambitieux programme avait été initié par monsieur Chakib Khalil l’ancien Ministre de L’Energie et des Mines, partant, qui prévoyait de produire du combustible nucléaire à l’aide des phosphates nationaux disponibles.
    En supposant qu’une telle centrale nucléaire civile sera construite malgré les problèmes de rentabilité, de sécurité et d’alimentation en eau, elle ne permettra d’économiser qu’environ 1,35 milliard de m3 de gaz par an et donner à l’Algérie d’accéder à ce genre d’énergie méconnu dans notre pays et de faciliter la transition d’une partie essentiel du panier des énergies devant remplacer progressivement, le pétrole et le gaz.
    5 – Contribution de l’ensemble des énergies alternatives au futur mix énergétique algérien
    Le total de toutes ces contributions, en équivalent gaz, qui permettront d’économiser, s’élève donc à 16,25 milliards de m3/an
    Comparé à la production actuelle de gaz d’environ 85 milliards de m3/an, l’apport de ces 16 milliards n’en représentera que 19%. En fait, si l’on tient compte de l’accroissement de la consommation locale qui pourrait atteindre les 70 milliards de m3/an d’ici 2030, et si on veut maintenir les exportations à leur niveau actuel de 55 milliards de m3/an, la production totale devra s’élever à environ 125 milliards de m3/an. Dans ce cas, l’apport de 16 milliards de m3/an ne représentera que 13% du total. Comparé à la production totale d’hydrocarbures (gaz + liquides + brut) qui tourne actuellement autour de 200 millions de TEP, cet apport ne représentera plus que 6.5% du total. On déduit que : seuls les hydrocarbures conventionnels pourront jouer dans la transition vers une économie d’après-pétrole. Il est tout à fait clair que les énergies alternatives, même si elles s’avèrent rentables, ne pourront apporter qu’une contribution très marginale par rapport aux besoins énergétiques anticipés à l’horizon 2030 (et probablement au-delà).
    Elles ne seront pas en mesure de pouvoir générer les ressources nécessaires au financement de l’économie d’après-pétrole. Dans ces conditions, tout l’espoir réside dans les hydrocarbures conventionnels qui seuls peuvent jouer le rôle d’une énergie de transition capable de générer les ressources requises à cette fin. D’autant plus que le domaine minier algérien est réputé être sous-exploré et sous-exploité à 85%. Pour y parvenir à cela, il sera nécessaire de concentrer le gros des efforts dans l’amont afin de stimuler la production et freiner, ou encore mieux, inverser le déclin dans lequel celle-ci vient d’entrer. Si ces efforts donnent leurs fruits alors une nouvelle chance, à ne pas rater, s’offrira pour préparer l’après-pétrole en gardant à l’esprit qu’elle sera peut-être la dernière, car les capacités futures de l’amont restent incertaines. Aussi, nous ne pouvons qu’être en accord complet avec la démarche des responsables du secteur de l’énergie qui, pour les mêmes raisons ou pour des raisons différentes, concentrent le gros des efforts sur l’amont des hydrocarbures conventionnels..
    Par contre, l’immense investissement de plusieurs centaines de milliards de dollars prévu pour les énergies alternatives, en particuliers le solaire et les schistes, semble prématuré et devrait être retardé jusqu’à ce que les projets deviennent rentables. Entre-temps, des développements pilotes limités suffiront pour se préparer, au moment opportun, à un déploiement à grande échelle sachant que tôt ou tard ces énergies trouveront la place qui leur revient dans le futur mix énergétique.
    L’essentiel d’un tel investissement pourrait être utilisé à meilleur escient pour promouvoir l’économie d’après-pétrole et, dans le même ordre d’idées, pour renforcer encore d’avantage l’amont pétro-gazier. Au point où nous en sommes et aussi paradoxal que cela puisse paraître, la meilleure voie à suivre pour ne plus dépendre de la rente c’est de la prolonger le plus longtemps possible.
    Le paradoxe des centrales hybrides solaire/gaz
    Comme solution de rechange pour parer l’épuisement drastique des réserves en hydrocarbures conventionnels et en vue d’assurer son après pétrole, le recours à d’autres énergies à été obligé.
    Un véritable mégaprojet initié en 2011 et prévoyant de mettre en place d’ici 2030 une capacité de 22 000 mégawatts d’électricité solaire dont 10 000 destinés à l’exportation. L’objectif recherché est de produire, à cette date, 40% de la consommation nationale d’énergie électrique et semble être inspiré par l’Agence internationale de l’énergie (AIE) qui prévoie que, à l’horizon 2030, 40% de l’énergie électrique mondiale sera d’origine renouvelable. Un objectif d’ailleurs plus que douteux vu le revirement vis-à-vis du solaire dans de nombreux pays comme l’Allemagne et la mise en veilleuse de Déserte, dont l’Algérie est partisane. Le projet proprement algérien, qui repose sur le déploiement à grande échelle de plusieurs formes d’énergie solaire, en l’occurrence le photovoltaïque, le thermo-solaire et les centrales hybrides solaire/gaz. En vérité, et pour plus d’information pour le lecteur, il existe deux types de stations solaires utilisant deux procédés complètement différents pour la production d’électricité : le photovoltaïque et le thermo-solaire.
    1) Le photovoltaïque consiste à produire de l’électricité directement à partir du rayonnement solaire. Il nécessite pour cela l’utilisation de cellules à base de silicium cristallin dont le fonctionnement repose sur le principe des semi-conducteurs et à l’intérieur desquelles quelques électrons sont mis en mouvement (faible courant) lorsqu’ils sont bombardés par les rayons lumineux (photons). Il existe deux types de stations solaires utilisant deux procédés complètement différents pour la production d’électricité : le photovoltaïque et le thermo-solaire.
    Le photovoltaïque consiste à produire de l’électricité directement à partir du rayonnement solaire. Il nécessite pour cela l’utilisation de cellules à base de silicium cristallin dont le fonctionnement repose sur le principe des semi-conducteurs et à l’intérieur desquelles quelques électrons sont mis en mouvement (faible courant) lorsqu’ils sont bombardés par les rayons lumineux (photons). Pour récolter de grandes quantités d’électricité, il faut mettre en œuvre un nombre très élevés de cellules regroupées en panneaux qui sont eux-mêmes déployés à l’intérieur de parcs solaires pouvant couvrir des centaines d’hectares , afin de multiplier la collecte d’énergie au prorata de la surface engagée. Nous n’en dirons pas plus sur le photovoltaïque car il n’a rien à voir avec les centrales hybrides.
    2) Le thermo-solaire quant à lui produit de l’électricité indirectement à partir de la chaleur émise par les rayons du soleil. Celle-ci est captée par des miroirs en général de forme cylindro-parabolique, permettant de recevoir la chaleur diffuse envoyée par le soleil. Le miroir concentre cette chaleur et la renvoie vers un fluide qui doit cumuler cette chaleur de plusieurs centaines de degré Celsius. Cette chaleur (énergie) est transportée, le long d’une ligne à des fins utiles. Dans notre cas le fluide caloporteur circulant le long de ces lignes focales dans des canalisations est dirigé à très haute température vers un échangeur de chaleur pour chauffer une chaudière. La vapeur ainsi produite va faire tourner une turbine à vapeur, qui reliée à un alternateur génèrera l’électricité requise. On obtient la transformation suivante : énergie solaire-énergie calorifique-énergie mécanique-et enfin du courant électrique à consommer.
    La quantité de chaleur fournie par chaque miroir étant faible, il sera nécessaire d’en déployer un très grand nombre dans des parcs thermo-solaires pouvant, eux aussi, couvrir des centaines d’hectares. L’électricité produite sera donc proportionnelle à la quantité de chaleur générée.
    Aussi, un pays comme l’Algérie gagnerait mieux s’il réfléchie avant de poursuivre le reste du projet de centrales hybrides, qui soulève bien des interrogations.
    Parmi ces interrogations, il y a celles qui portent sur la raison d’être des nombreuses centrales hybrides solaire/gaz programmées dans le cadre du projet et dont le nombre s’élève à 27 a-t-on annoncé. En effet, force est de constater que ces centrales ne sont pas, comme on le prétend, la grande percée technologique ouvrant une nouvelle approche pour la promotion de l’électricité solaire. Bien au contraire, elles sont en complète contradiction avec une telle vision et aboutissent à un résultat tout à fait opposé. L’Algérie, qui est le premier, ou l’un des tous premiers, parmi les rares pays qui en ont déjà implanté une sur leur sol, semble s’y être engagée un peu trop vite et sans réflexion préalable.
    S’agit-il, au juste d’une avancée innovatrice ! Ou, au contraire, d’une surprenante aberration technologique ? Pour s’en convaincre, il est nécessaire, tout d’abord, de comprendre ce qu’est une station solaire, ce qu’est une centrale électrique à cycle combiné gaz, ce qu’est une centrale hybride solaire/gaz et avoir une idée du manque de rentabilité des projets thermo-solaires. 1) Les stations solaires et Les centrales électriques à cycle combiné gaz Ces centrales utilisent le gaz comme combustible et se différencient des anciennes centrales à cycle simple. A cela on fait appel à des turbines à gaz qui ont cette particularité de rejeter des gaz de combustion très chauds (environ 600°C). Avec les anciennes centrales à cycle simple, ces gaz chauds étaient tout simplement rejetés dans l’atmosphère, ce qui constituait une perte énorme d’énergie thermique.
    Aujourd’hui avec les innovations technologiques, cette perte d’énergie est récupérée pour augmenter l’efficacité énergétique de la turbine. Ces gaz d’échappement sont récupérés et dirigés vers un échangeur de chaleur qui permettra de chauffer une chaudière, d’ou un plus value d’énergie utile. La vapeur ainsi produite va servir à faire tourner une seconde turbine (à vapeur cette fois-ci, la première à gaz) couplée à un alternateur qui génèrera une quantité supplémentaire d’électricité venant s’ajouter à celle produite par la turbine à gaz. Il en résulte de tout cela un cycle combiné gaz/vapeur améliorant considérablement le rendement de la centrale électrique. C’est grâce à la présence de cette turbine à vapeur qu’on attribue le nom fe central hybride à cette combinaison de deux turbines une à gaz et l’eau à vapeur. 2) Les centrales hybrides solaire/gaz L’énergie solaire n’est permanente, cela dépend de la lumière du jour, ce qui nous alène à palier ce problème par des solutions très simples et à notre portée, la nature est clémente : les gisements d’hydrocarbures se trouvent dans des régions très ensoleillées, les plus au monde. Nos centrales doivent produire de l’électricité en permanence, afin assurer à nos clients sans interruption leur besoin en énergie. En effet, outre les coûts élevés qui réduisent considérablement le rentabilité des centrales solaires par rapport aux centrales à gaz, elles présentent l’inconvénient majeur de fonctionner par intermittence, c’est-à-dire le jour seulement lorsque le soleil brille, avec arrêt complet la nuit et production limitée par temps nuageux et lors de vents de sable. D’où la nécessité de mettre en place des capacités de stockage pour y remédier, sauf que celles-ci se trouvent encore au stade expérimental et sont encore loin de connaître une application commerciale fiable, sans parler de leurs coûts élevés.
    C’est là une des raisons principale ayant conduit à concevoir des centrales hybrides solaire/gaz afin de contourner le problème de stockage.
    Un tel projet n’aurait pu voir le jour sans l’existence d’un dénominateur commun à savoir :le gaz et le soleil sur le même lieu.
    C’est cela une centrale hybride solaire/gaz : la simple juxtaposition d’une station solaire et d’une centrale électrique à cycle combiné, raccordées par une turbine à vapeur commune. Rien de plus. Il en résulte, entre autres, un surdimensionnement excessif des turbines à gaz par rapport à la partie solaire entraînant ainsi une surconsommation excessive de gaz contrairement à l’objectif d’un projet solaire. Un tel déséquilibre est pratiquement impossible à réduire de manière significative à cause du concept même sur lequel repose l’hybridation.
    L’exemple des stations hybrides de Hassi-R’mel (Algérie) et d’Aïn Béni Mathar (Maroc)
    La centrale hybride de Hassi-R’mel (Tilghemt) illustre parfaitement ce qui vient d’être dit. Il s’agit en fait d’une grosse centrale à cycle combiné gaz de 120 MW à laquelle est intégrée une petite station thermo-solaire de 30 MW, soit 20% du total. Dans ces conditions, chaque fois que la station solaire nous économise un certain volume de gaz, la centrale à gaz en consomme 4 fois plus le jour et 4 fois plus la nuit, ne soit 8 fois plus au total. En réalité, le déséquilibre est bien plus grande car la station ne fonctionne jamais au maximum de ses 30 MW et cela pour plusieurs raisons. D’abord, la luminosité n’atteint son maximum qu’à midi et décroit progressivement lorsqu’on s’en éloigne pour disparaître complètement en début et en fin de journée. Ensuite, cette luminosité varie en durée et en intensité en fonction des saisons, par temps nuageux et lors de vents de sable. Enfin, en cas de défaillance technique en tout cas.
    Par exemple, si la station ne fonctionne qu’à 50% de sa capacité, les turbines à gaz consommeront environ 16 fois ce qu’elle économise. On dit même, sauf démenti, que seulement 3% de l’électricité produite par la centrale hybride est d’origine solaire, le reste, soit 97%, étant généré par les turbines à gaz. Drôle de façon d’économiser le gaz et de promouvoir le solaire !
    Dans le cas de la centrale hybride marocaine d’Aïn Béni Mathar où la partie solaire de 20 MW ne représente qu’environ 4% du total des 472 MW, la situation est encore pire qu’à Hassi-R’mel. Ainsi, pour chaque mètre cube d’économisé par la partie solaire c’est environ 47 m3 de gaz qui sont consommés par la partie cycle combiné. Chiffre qui peut s’élever à 94 m3 si l’unité solaire ne fonctionne qu’à 50% de sa capacité. On dit même que 5% seulement de l’électricité produite serait d’origine solaire.
    De ce fait, les centrales hybrides ne peuvent se comprendre ni se justifier car en totale contradiction avec le rôle solaire qu’elles sont supposées jouer pour préserver des ressources gazières en déclin. Le solaire et les centrales hybrides sont-ils rentables ? Pour cela, il n’y a pas que la consommation démesurée de gaz qui pose le problème, mais aussi le coût excessif des stations thermo-solaires, coût qui les rend non rentables par rapport aux centrales à cycle combiné. Cette non-rentabilité se répercute automatiquement sur les centrales hybrides qui, de ce fait, deviennent de moins en moins rentables avec l’accroissement relatif de la partie solaire par rapport à l’ensemble. Les résultats, basés sur les prix de revient de ce genre de stations à travers le monde, sur la quantité de gaz qu’elles permettent d’économiser et sur une durée de vie moyenne de 30 ans, nous montre que le break-even point, c’est-à-dire le seuil de rentabilité, ne peut être atteint que si les prix du gaz s’élèvent à environ $24 le MM btu. Sachant que les prix du gaz pour les contrats de longue durée tournent autour de $10 le MM btu, il devient évident que le thermo-solaire est loin d’être rentable. Il le sera bien moins avec les prix spots de $5 ou $6 le MM btu et même énormément moins avec les prix locaux subventionnés.
    Par conséquent, les centrales hybrides seront toujours, à puissance égale, bien plus coûteuse qu’une centrale à 100% cycle combiné. Cet argument économique vient donc s’ajouter à celui de la consommation excessive de gaz pour montrer qu’elles n’ont aucune raison d’exister.
    En conclusion de la première partie :
    Les centrales hybrides, présentées comme étant une avancée innovatrice, sont en réalité, pour un pays comme l’Algérie, une véritable aberration technologique. Au lieu de promouvoir l’énergie solaire, celle-ci se trouve réduite à sa plus simple expression et c’est le gaz qui se taille la part du lion dans la production d’électricité alors que le but recherché est sa conservation dans le contexte d’un épuisement proche des réserves. De plus, ces centrales sont d’autant plus injustifiées que les coûts de l’hybridation compromettent leur rentabilité. Illusion et réalité sur les chiffres des réserves du gaz schiste Il y a à peine quelques années, rares étaient ceux qui, à part les spécialistes, avaient entendu parler des schistes et des hydrocarbures de schistes. Je me rappel c’était lors des GNL16 de 2010 qui s’est très mal déroulé à Oran que j’avais soumis à monsieur le ministre de l’Energie et des mines un écrit sur le gaz de schiste (dit à cet époque : gaz américain), le qualifiant d’hydrocarbure de mauvais gout, s’il serait commercialisé sur le marché mondial au vu de son développement spectaculaire aux Etats-Unis. C’était à la 10e session du Forum des pays exportateurs de gaz (FPEG) qui devait avoir lieu à Oran le 10 avril 2010, en marge de la 16e Conférence mondiale du gaz (GNL 16), que le sujet du gaz de schiste devait être abordé pour la premièrement par les majors producteurs de GNL à savoir : la Russie, l’Iran, l’Algérie et le Qatar et enfin d’essayer de faire barrage à l’entrée sur le marché au gaz de schiste, nouvellement connu dans les médias pétroliers, ceci dans l’unique but de protéger nos prix du gaz conventionnel . Une réunion d’experts devait précéder la rencontre ministérielle. 11 pays membres du Forum et 3 pays observateurs et des ministres « spécialement invités » participeront à la rencontre. L’Algérie devrait présenter une étude sur le bilan offre-demande de gaz naturel à moyen terme sur les principaux marchés de consommation. Tout paraissait bien se passer. Mais voilà la surprise, un nuage de poussière provoqué par le volcan islandais aurait entrainé l’annulation des deux premiers vols qui devaient arriver, de Londres et de Paris. Quelque 4.000 délégués et 200 groupes énergétiques internationaux devraient participer au GNL16, étaient attendu … la poussière islandaise a empêché dit-on, une bonne partie des délégations européennes n’ont pas pu rejoindre Oran … la conférence échoue ! Le miracle pour Oran s’est subitement transformé en mirage. Une OPEP du gaz devait avoir le jour et pour siège Oran, un Hub ‘marché) de GNL ainsi qu’un grand pole pétrochimique à Arzew, c’est tombé à l’eau. Oran vient de perdre ! De toute façon, le limogeage de Chakib Khalil a crée plus de mal que de bien pour le pays, son remplaçant a paralysé les activités pétro-gazières pendant 5 ans. Cette précieuse de perte de temps a fait avancer la date de fin des hydrocarbures conventionnels de 5 précieuses années sur l’échéancier, ça se serait plus tôt en 2025 au lieu de 2030. Cette source d’énergie fossile non conventionnelle qu’est le gaz de schiste et l’intérêt grandissant que lui portent de nombreux pays, ils sont aujourd’hui devenus l’exemple inouï cité dans le monde énergivore, et suscitent toutes sortes de spéculations sur l’importance énorme des réserves et sur leur potentiel de production.
    Cet intérêt a été rehaussé par les récentes évaluations et réévaluations des réserves entreprises à l’échelle mondiale par des organismes spécialisés tels que l’EIA (Energy Information Agency dépendant du Département US de l’Energie) qui ont mis en relief de vastes ressources réparties à travers les cinq continents, ou chacun a reçu sa part fictive sur papier. Les chiffres (hors US) avancés donnent le vertige avec des volumes de gaz en place estimés globalement à 882 000 milliards de m3 dont 188 000 milliards de réserves techniquement récupérables. À cela, s’ajoutent 5 799 milliards de barils de pétrole en place dont 287 milliards techniquement récupérables. De nombreux pays découvrent subitement, à travers ces évaluations, que leurs sous-sols contiennent de vastes réserves qu’ils souhaitent mettre en valeur au plus tôt pour satisfaire leurs besoins actuels ou futurs, dont l’Algérie ou cette polémique a failli se dégénérer par une révolte populaire à In Salah.
    L’un de ces pays, l’Algérie, se découvre brusquement un volume de gaz en place de 97 000 milliards de m3 dont 20 000 milliards de réserves techniquement récupérables ce qui la place au troisième rang dans le monde après la Chine et l’Argentine, juste devant les USA. A cela s’ajoutent 121 milliards de barils de pétrole + liquides dont 5,7 milliards de réserves techniquement récupérables. Le ministère de l’Energie et des Mines (MEM) et le président générale de Sonatrach pousse leur plaisanterie mensongère plus loin. D’abord en estimant à la hausse les volumes de gaz en place et les réserves techniquement récupérables qui sont portés respectivement à 180 000 milliards et 27 000 milliards de m3. Ensuite, en prévoyant une production annuelle de 60 milliards de m3/an grâce au forage de 240 puits/an. D’où la tendance, pour beaucoup, à croire qu’il s’agit là d’une panacée providentielle qui permettra de remplacer assurément les hydrocarbures conventionnels en voie d’épuisement et de prolonger indéfiniment une rente en voie de disparition. Sauf que la réalité est tout autre comme ils l’on imaginé, car les réserves en question sont des réserves dites techniquement récupérables dont le sens ambigu peut prêter à confusion, alors que les prévisions de production annoncées se basent sur des débits de puits très surestimés, près de 10 fois plus élevée que la production moyenne par puits aux USA. Il est donc grand temps de faire la part des choses entre ce qui appartient à la réalité et ce qui relève de l’illusion. Des réserves techniquement récupérables Les chiffres de réserves présentés dans les différents rapports ne portent, en fait, que sur des réserves dites techniquement récupérables, sans tenir compte de l’aspect économique. Aussi il est important, avant d’aller plus loin, de définir le sens de cette catégorie de réserves afin de clarifier sa signification. Il suffit, pour cela, de dire que les réserves techniquement récupérables sont des réserves pouvant être produites en utilisant les technologies actuellement disponibles mais sans savoir si elles seront économiquement récupérables ou pas. La question qui vient alors immédiatement à l’esprit du lecteur est de se demander pourquoi les estimations se limitent-elles à cette catégorie de réserves et ne portent jamais sur les réserves économiquement récupérables ? Pour y répondre, il faut savoir que les Etats- Unis sont, pratiquement, le seul pays où une telle évaluation est actuellement possible. En effet, des centaines de milliers de puits à schistes y ont été forés, ce qui a permis non seulement de constituer une abondantes base de données lithologiques, pétro-physiques, géochimiques et économiques mais aussi de procéder à des tests de formation et d’obtenir un historique de production pour chacun des puits exploités. Il devient alors possible, en calant l’historique de production sur des courbes de déclin, notamment celles de type exponentiel, hyperbolique et harmoniques, de connaître, par extrapolation, la récupération économique de chaque puits. Les résultats ainsi obtenus sont ensuite transposés, sur la base de similitudes géologiques, aux secteurs non encore développés pour en estimer les réserves économiques. Le traitement de tous ces résultats, facilité par l’utilisation de modèles numériques de simulation, permet de déterminer le total des récupérations de tous les puits actuels et futurs : un total qui correspondra donc aux réserves économiquement récupérables des USA. Dans les autres pays où il n’existe pas ou peu de puits à schistes, cette approche n’est pas possible car des centaines voire des milliers de puits sont requis à cette fin. C’est la raison pour laquelle, en attendant de faire mieux, les estimations ne peuvent que se limiter aux volumes d’hydrocarbures en place et aux réserves techniquement récupérables. Signification et fiabilité des chiffres de réserves Les réserves dites techniquement récupérables peuvent donc s’avérer très déroutantes, non seulement parce qu’elles sont souvent confondues avec les réserves économiquement récupérables mais aussi parce que leur estimation est très imprécise. Le cas de l’Algérie est un bon exemple pour illustrer ce qui vient d’être dit. En effet, si les réserves techniquement récupérables y ont été estimées à 27 000 milliards de m3, en réalité les réserves économiquement récupérables sont nulles (0 m3), car actuellement non rentables. Cela se comprend aisément lorsqu’on sait que le coût d’un forage tourne autour de $15 millions, sans compter les autres coûts, et qu’il ne peut être compensé par des réserves techniquement récupérables d’à peine (comme déduit plus bas) une trentaine de millions de m3/puits. Est-ce à dire qu’une production rentable ne sera jamais possible ? Absolument pas ! Car tôt ou tard elle le deviendra avec notamment la baisse des coûts, l’accroissement de la récupération et l’augmentation des prix. Mais il est peu probable que cela se produise avant le moyen ou le long terme. Le cas de la Pologne est encore plus parlant. Avec au départ les plus importantes réserves de gaz de schistes en Europe estimés à 5300 milliards de m3, ce pays a vite fait d’attirer de nombreuses compagnies internationales pour prospecter son sous-sol. Suite au forage d’une cinquantaine de puits, il s’est avéré que les réserves ne présentent aucun intérêt économique. A tel point que les principales compagnies telles qu’Exxon/Mobil, Marathon, Talisman, Total et ENI ont fini par jeter l’éponge et ont décidé d’arrêter leurs opérations dans ce pays. A cela s’ajoute l’imprécision des réserves. Pour l’Algérie, elles ont au départ été évaluées à 6000 milliards de m3 de gaz par l’EIA qui vient de les porter à plus de 20 000 milliards de m3, alors que le MEM va encore plus loin en annonçant le chiffre de 27 000 milliards de m3. Tout cela en l’espace de deux ans. Pour la Pologne c’est l’inverse. Au départ, elles avaient été estimées à plus de 5300 milliards de m3.
    Elles viennent, suite au forage de la cinquantaine de puits, d’être revues drastiquement à la baisse et varient vaguement entre 800 et 2000 milliards. De nombreux pays font périodiquement l’objet de fortes réévaluations à la hausse ou à la baisse. Donc affaire à suivre.
    Un potentiel de production limité et loin de répondre aux attentes anticipées
    La connaissance du potentiel de production des futurs puits à schistes algériens est d’une grande importance pour deux raisons principales. D’abord pour estimer les réserves économiquement récupérables. Ensuite pour établir des prévisions de production fiables pour le scénario de développement retenu.
    Comme expliqué plus haut, il est impossible d’obtenir cette information dans les pays comme l’Algérie, où il n’existe aucune exploitation de puits à schistes. Par conséquent, le seul moyen pour estimer au mieux le potentiel de production consiste à entreprendre une comparaison analogique par rapport à l’immense base de données issue des centaines de milliers de puits américains, seule référence disponible.
    Les statistiques établies à partir de ces données par des organismes tels que l’EIA et l’US Geological Survey ainsi que divers consultants montrent que la récupération ultime moyenne d’un puits à gaz sur l’ensemble des bassins américains est d’un Bcf (environ 30 millions de m3) pour une durée de vie moyenne de 10 ans.
    Cette information a déjà permis de déduire plus haut que l’exploitation des hydrocarbures de schistes en Algérie n’est pas encore une opération rentable. Elle permet également de déduire que le projet de développement prévoyant le forage de 240 puits par an pour produire 60 milliards de m3/an est très surestimé, car il ne pourra produire qu’environ 7 milliards de m3/an à moins de forer 2000 puits/an. Le constat qui en découle à ce point est que le potentiel de production des hydrocarbures de schistes est limité et ne dépendra pas de l’importance des réserves, même si celles-ci s’avèrent très vastes. Il dépendra surtout et avant tout du nombre de puits qu’il sera possible de forer par an, c’est-à-dire des moyens technologiques et logistiques qui pourront être mobilisés.
    L’autre constat est que les 7 milliards de m3/an que pourront produire les 240 puits forés annuellement permettront de couvrir moins de 9% des 80 milliards de m3 de gaz prévus pour la consommation nationale à l’horizon 2030. Et même si l’Algérie réussissait la prouesse de forer 2 000 puits par an pour produire les 60 milliards/an souhaités, leur production n’arrivera même pas à satisfaire cette consommation.
    Tout se passe comme si mère nature, très déçue par la production démesurée et le gaspillage excessif des hydrocarbures, avait décidé de mettre un frein à sa générosité en les distribuant au compte-goutte et au compte-bulle avec des coûts autrement plus élevés. Les rentes fabuleuses auxquelles nous nous sommes habitués ne seront plus, dans quelques années, qu’un souvenir nostalgique. Alors que la transition économique vers une économie diversifiée, seule solution de remplacement pour s’émanciper de la rente, stagne sans amélioration en vue. Sinon comment expliquer que le pays soit inondé d’oranges et de figues sèches, pour ne citer que ces produits, importés d’Espagne et d’ailleurs, alors que c’est plutôt l’inverse qui devrait se produire.
    Conclusions
    Dans ces conditions, il ne faudra pas trop compter sur les hydrocarbures de schistes (même si on leur ajoute les énergies renouvelables et autres énergies alternatives) pour prolonger la rente actuelle en voie de disparition.
    Par conséquent, la solution ne réside pas dans une transition énergétique vers un mix ne pouvant qu’être déficitaire, mais plutôt dans une transition économique vers une économie diversifiée, capable de s’émanciper de la rente et où la transition énergétique ne serait que l’une des composantes de la diversification. La fracturation hydraulique, peut-elle compromettre les nappes d’eau du sous-sol saharien ? La fracturation hydraulique des schistes fait l’objet de nombreuses controverses et appréhensions car elle est perçue comme étant la source de la plus grave des atteintes à l’environnement : la pollution et l’épuisement des nappes d’eau du sous-sol.
    Il est donc nécessaire de clarifier les choses et dissiper les malentendus afin que chacun puisse se faire sa propre opinion à ce sujet. Tout d’abord, avant d’entrer dans le vif du sujet et afin d’en faciliter la compréhension, il convient d’apporter quelques informations de base sur les hydrocarbures de schistes et la fracturation hydraulique.
    Le gaz et le pétrole de schiste (shale gas et shale oïl) sont, contrairement à ceux des gisements conventionnels, contenus dans une roche argileuse compacte à perméabilité presque nulle. Les produire dans ces conditions est un défi presqu’impossible qui vient pourtant d’être relevé. Il revient pratiquement à extraire des hydrocarbures à partir d’une roche aussi compacte que du béton. De ce fait, lorsqu’un puits vertical traverse un réservoir schisteux, celui-ci ne peut que difficilement expulser (ou plutôt transpirer) les fluides qu’il emprisonne. Pour obtenir un débit rentable, il faut donc accroître la surface d’intersection puits/schistes que même un puits horizontal, avec une surface des dizaines de fois plus grande, reste lui aussi loin de satisfaire.
    Il a fallu attendre l’avènement d’une percée technologique de fracturation dite multi-stage fracking qui, appliquée à un puits horizontal, a permis enfin de se rapprocher du seuil de rentabilité. Un seuil qui n’a pu finalement être franchi qu’avec l’embellie des prix du gaz d’il y a une dizaine d’années.
    La technique consiste à orienter un puits horizontal dans une direction particulière afin que les fractures, toujours verticales à ces profondeurs, se forment perpendiculairement au drain horizontal. Il devient possible, de cette façon, de fracturer le puits segment après segment et d’aligner ainsi un grand nombre de fractures sur des distances kilométriques, en une sorte de brochette géante de fractures. Il en résulte alors des dizaines de fractures, plus ou moins parallèles, qui pénètrent profondément à l’intérieur du réservoir schisteux, drainant ainsi des débits et des réserves bien plus élevés, contrairement à un puits vertical où une seule fracture est possible.
    L’opération implique l’injection, sous très haute pression, d’une formulation de fluides composée d’eau, d’agents de soutènement (sables ou produits similaires) et d’environ 0.5% de produits chimiques dont certains toxiques. Lors de la fracturation, le sable en suspension dans l’eau pénètre dans les fractures et s’y piège en les empêchant de se refermer sur elles-mêmes, créant de la sorte des drains à travers lesquels le gaz ou le pétrole peut s’écouler en bien plus grande quantité vers le puits. Le nombre élevé de fractures qui sont créées nécessitent d’importants volumes d’eau, allant d’environ 7 000 à 15 000 m3 d’eau par puits.
    Enjeux liés aux nappes d’eau de l’Albien et aux hydrocarbures de schistes.
    Il est important de rappeler à ce stade que le sous-sol saharien contient d’immenses volumes d’eau douce dans le Continental Intercalaire (CI) ainsi que dans le Continental Terminal (CT), l’essentiel se trouvant dans l’Albien qui s’étend sur plus d’un million de km2 et déborde sur plusieurs pays voisins. Une véritable mer d’eau douce à faible profondeur contenue dans des formations sablo-gréseuses de plusieurs centaines de mètres d’épaisseur et d’autant plus précieuse qu’elle se trouve dans une des régions les plus arides de la planète.
    Le sous-sol saharien contient également d’immenses réserves d’hydrocarbures dans les couches beaucoup plus profondes du Trias et du Paléozoïque. Mais des réserves en voie d’épuisement alors que l’économie du pays reste fortement tributaire de cette ressource qui représente près de 98% de ses exportations. Et voilà qu’on nous annonce que cette rente risque de disparaître bientôt, autour de 2020 pour le pétrole et autour de 2030 pour le gaz, alors que nous ne pouvons pas nous en passer car nous ne sommes pas prêts pour l’après-pétrole.
    À ces réserves viennent maintenant s’ajouter de vastes réserves non conventionnelles que sont les hydrocarbures de schistes, potentiellement bien plus importantes. Or c’est précisément autour de ces dates de fin de rente, et pas avant, que les hydrocarbures de schistes pourraient connaître un début de production s’ils s’avèrent exploitables. Ce serait là une chance inespérée qui tomberait au moment où on en aurait le plus besoin et sans laquelle le passage vers une économie d’après-pétrole serait beaucoup plus problématique avec une population qui avoisinera alors les 50 millions.
    Nous nous trouvons donc confrontés, si risque de pollution il y a, au dilemme d’avoir à sacrifier une des deux richesses inestimables et indispensables du sous-sol saharien : l’aquifère de l’Albien ou les hydrocarbures de schistes. Par conséquent, la question fondamentale qui se pose à ce point est de savoir s’il y a vraiment risque de pollution. Dans l’affirmative, il faudrait interdire sans hésiter l’exploitation des hydrocarbures de schistes pour préserver les nappes aquifères. Dans la négative, il serait possible de tirer profit de ces deux richesses qui deviendraient complémentaires et non exclusives l’une de l’autre. Sont-elles incompatibles ? Ou au contraire est-il possible de ménager le chou et la chèvre afin de tirer profit des deux ?
    L’enjeu est énorme et nous interpelle pour répondre à la préoccupation centrale de savoir si la fracturation hydraulique peut vraiment polluer et épuiser les aquifères.
    La fracturation hydraulique peut-elle polluer les aquifères de l’Albien ?
    L’argument principal de ceux qui s’opposent au développement des hydrocarbures de schistes est que les fluides de fracturation et les hydrocarbures peuvent, au terme de l’opération, remonter à travers les formations de subsurface jusqu’au niveau de l’Albien et le polluer irrémédiablement. Et même que, dans des cas extrêmes, les fractures elles-mêmes pourraient remonter jusqu’à ces nappes, les pénétrer et les polluer directement.
    Or cela est quasiment impossible pour plusieurs raisons. D’abord parce que la distance séparant l’extrémité supérieure des fractures et la base de l’Albien peut atteindre les 2 kilomètres. Qui plus est, cette séparation est constituée d’un empilement de formations lithologiques dont la plupart sont imperméables. C’est le cas des argiles, du sel, de l’anhydrite et des carbonates se présentant sous forme d’une multitude de bancs massifs d’épaisseur métrique à décamétrique absolument étanches sans parler d’une infinité de laminassions de même nature. Ces formations, qui se répètent en une infinité d’intercalations imperméables jusqu’à la base de l’aquifère et même au-delà jusqu’en surface, se comportent comme autant de barrières infranchissables s’opposant à toute migration de fluides, artificiels ou naturels, vers la surface.
    On peut même imaginer le cas extrême et hautement improbable d’une fracture se propageant accidentellement à travers ces formations ou par l’intermédiaire d’une faille, jusqu’à pénétrer directement l’aquifère près de deux kilomètres plus haut. Si ce cas impensable pouvait se produire, seul l’extrême bout de la fracture y pénètrerait, ce qui signifie qu’une quantité négligeable de fluide de fracturation y parviendrait.
    En outre, lors du dégorgement des puits qui suit toujours les opérations de fracturation, l’aquifère serait lui aussi aspiré et repousserait cette quantité négligeable de fluides polluants vers le puits. Une pareille fracture, ou faille, ne manquera d’ailleurs pas de se colmater rapidement au niveau des bancs d’argile et de sel, relativement plastiques et fluents aux pressions et températures auxquelles ils sont soumis, et tout mouvement de fluides cessera.
    En fait, les accidents de cette nature sont pratiquement impossibles grâce à la panoplie de modèles numériques permettant de prévoir, entre autres, la hauteur des fractures avec une bonne précision et d’éviter toute anomalie éventuelle. Sans parler de la micro sismique qui permet de suivre en temps réel l’évolution de tous les paramètres de la fracture (en particulier la hauteur) et de prendre pendant l’opération toute mesure d’urgence ou d’arrêt qui s’impose.
    On pourra même se passer de ces techniques dans la plus grande partie du bassin saharien car il s’y trouve, au niveau du Trias salifère, une épaisse couche de sel massif de plusieurs centaines de mètres d’épaisseur située à mi-distance entre les formations de schiste et l’Albien. Cette couche forme une barrière absolument infranchissable à toute fracture quelles que soient ses dimensions car celle-ci viendrait tout simplement y mourir étouffée par le sel.
    Enfin, il existe un argument géologique de poids prouvant qu’aucune fracture ou migration de fluides ne peut, ni n’a pu, atteindre l’Albien. En effet, si tel était le cas, les hydrocarbures auraient pu migrer vers la surface au cours des temps géologiques, au lieu de rester piégés là où ils sont, et aujourd’hui on trouverait des gisements d’hydrocarbures dans l’Albien lui-même. Il en aurait été de même pour les eaux saturées en sel des aquifères profonds qui auraient transformé la nappe d’eau douce de l’Albien en mer d’eau salée. Tout se passe comme si mère nature s’était elle aussi mise de la partie pour protéger jalousement ses aquifères en empêchant les intrus les plus obstinés de s’y rapprocher.
    Pour conclure ce chapitre, nous pouvons dire que les risques de pollution des nappes aquifères par les fluides de fracturation sont quasiment nuls. Et ces risques pourraient être rapprochés encore d’avantage du risque zéro par les agences de régulation en imposant une distance minimum de sécurité, à définir pour chaque secteur, entre l’extrémité supérieure de la fracture et la base de l’Albien. Par exemple 500 m ou plus.
    Tous les secteurs où cette distance serait inférieure au minimum requis devraient tout simplement être déclarés zones interdites à la fracturation hydraulique en attendant que des techniques plus sûres soient développées. On pourra d’ailleurs se passer facilement de ces zones vu l’immensité du domaine minier algérien.
    Enfin, tout ce qui vient d’être dit ne concerne, bien entendu, que la fracturation hydraulique. Pour le reste, l’exploitation des hydrocarbures de schistes est, malheureusement, tout aussi polluante que celle des hydrocarbures conventionnels mais ni plus ni moins. Nous y reviendrons.
    Fracturation hydraulique et volumes d’eau requis
    Un des gros problèmes de la fracturation hydraulique multi-stage réside dans les énormes volumes d’eau qui doivent être mobilisés pour les besoins de l’opération. Chaque puits en consomme environ 7 000 à 15 000 m3 d’où une forte réticence devant un usage perçu comme un gaspillage dans une région en manque d’eau.
    Mais au fait manque-t-il de l’eau dans le bassin saharien ?
    D’après les évaluations de l’ANRH (Agence nationale des ressources hydrauliques), les réserves d’eau du bassin saharien se situent entre 40 000 et 50 000 milliards de m3. Quant aux capacités de production, elles sont estimées à 6 535 millions de m3/an avec un soutirage actuel de 2 748 millions de m3/an pour les besoins agricoles, industriels et autres, ce qui laisse un surplus de 4 070 millions de m3/an pour des activités supplémentaires.
    Sur la base de 15 000 m3 par puits, il faudra 15 millions de m3 pour 1000 puits et 150 millions de m3 pour 10 000 puits, soit respectivement 0,00003% et 0,0003% des réserves en place. S’ils sont forés à raison de 200 puits par an, la consommation totale s’élèvera à 3 millions de m3/an, ce qui représente 0,073% du surplus disponible annuellement.
    Potentiel et limitations de l’énergie solaire L’épuisement des sources d’énergies conventionnelles, les problèmes de pollution, les risques liés au nucléaire et les progrès technologiques font que le monde se tourne de plus en plus vers les énergies renouvelables, en particulier le solaire et l’éolien, malgré les coûts élevés qui freinent quelque peu l’expansion de ces sources d’énergie inépuisables et propres.
    Leur potentiel prend tout son sens lorsqu’on sait que 1% des surfaces arides et semi-arides couvertes de capteurs solaires suffirait pour alimenter la planète en électricité. Bien que les coûts du photovoltaïque (PV) aient chuté de plus de 30% au cours des dernières années, ils restent encore élevés par rapport à ceux des sources d’énergie fossiles. Ceux du thermo-solaire, quant à eux, stagnent à des niveaux encore bien plus élevés ce qui le rend de moins en moins attrayant. À tel point que certaines compagnies qui avaient opté pour des projets thermo-solaires au départ, ont décidé de faire marche arrière au dernier moment en faveur du photovoltaïque moins coûteux.
    L’Agence internationale de l’énergie (AIE) prévoit pour sa part que, d’ici 2030, 40% de l’énergie électrique dans le monde sera d’origine renouvelable, solaire principalement. C’est également le but visé par l’Algérie qui prévoit elle aussi que, à l’horizon 2030, près de 40% de l’énergie électrique nationale proviendra de l’énergie solaire. Le pays, avec environ 3900 heures/an d’ensoleillement au Sud et 2550 heures/an au Nord ainsi que de vastes espaces désertiques et arides se prêtant parfaitement au déploiement des fermes solaires, ne peut qu’être tenté par de tels atouts. Il se prépare donc, dans le cadre d’un programme projeté à partir de 2011, à mettre en place d’ici 2030 un mégaprojet de 22 000 MW d’électricité, thermo-solaire essentiellement. Mais il ne faut pas perdre de vue que les projets solaires sont coûteux et ne sont pas viables sans les subventions et les mesures incitatives dont ils bénéficient de la part des Etats. De plus, ils restent soumis à de sérieuses limitations techniques.
    L’Algérie est le creusé du monde en toutes les énergies diversifiés (renouvelable et non-renouvelable), d’une superficie de 2,5 millions de km2, son sous-sol reste encore riche en gaz et en pétrole, son immense Sahara le plus ensoleillé du monde. La durée d’insolation sur la quasi totalité du territoire national dépasse les 2500 heures annuellement et peut atteindre les 3900 heures (hauts plateaux et Sahara). L’énergie reçue quotidiennement sur une surface horizontale de 1 m2 est de l’ordre de 5 Kwh sur la majeure partie du territoire national, soit prés de 1700 Kwh/m2/an au Nord et 2263 kwh/m2/an au Sud du pays.
    Pour toutes les raisons citées ci-dessus plus l’impact social (sédentarisation et diminution de l’exode rural et création de milliers d’emplois directe et indirecte) ainsi que celle sur l’écologie (forte diminution de la pollution) font que le recours à l’énergie solaire soit la solution la plus évidente et la plus rationnelle. D’ailleurs les autorités politiques l’ont compris (voir les différentes lois et décrets)
    «Loi n° 04-09 du 14.08.2004 Relative à la promotion des énergies renouvelables dans le cadre du développement durable »
    Qu’en est-il pour le projet algérien ?
    Limitations techniques
    Une limitation majeure de l’énergie solaire est qu’elle ne peut être captée que le jour, lorsque le soleil brille. Non seulement la production d’une station solaire est nulle durant la nuit mais elle peut également se trouver considérablement réduite par temps nuageux ou lors de vents de sable.
    Le problème qui se pose nécessite donc, pour être réglé, le recours à une capacité de stockage permettant de stocker un surplus d’énergie produit le jour pour le déstocker la nuit et pendant les périodes de pointe ou de faible ensoleillement. Or là aussi il y a problème car les procédés de stockage à grande échelle de l’énergie sont encore au stade de la recherche ou du pilote avec une multitude de projets en cours.
    Ils manquent encore de fiabilité sans parler des coûts souvent exorbitants. Le plus avancé est celui du stockage thermique de la chaleur dans des réservoirs remplis de sels de nitrates en fusion portés à une température d’environ 400°C, ce qui limite son application au thermo-solaire seulement et en exclut le photovoltaïque. Il fait actuellement l’objet d’essais commerciaux en Espagne dans la station thermo-solaire d’Andasol (Espagne) basée sur des miroirs cylindro-paraboliques. Ses capacités de stockage, qui ne dépassent pas les 7 heures par jours, sont insuffisantes et on ne sait pas grand-chose sur ses autres performances de fonctionnement. Un autre projet, celui de Gemasolar, basé sur le procédé différent et excessivement cher de tours thermo-solaires capables d’atteindre des températures de stockage plus élevées d’environ 550°C, a pu fonctionner 24/7 mais seulement pendant quelques périodes de fort ensoleillement.
    Au vu de son état d’avancement actuel, le stockage thermique ne peut pas garantir une alimentation électrique fiable pendant la nuit, les heures de pointe et les périodes de faible ensoleillement. Il peut être tenté, à titre d’essai, dans une petite centrale mais n’est pas assez mûr et reste trop risqué pour un projet à grande échelle. Quant au photovoltaïque, son stockage reste encore plus problématique.
    Inconvénients des centrales hybrides solaire/gaz
    On constate actuellement une tendance qui consiste à promouvoir l’énergie solaire dans le cadre de centrales électriques hybrides solaire/gaz. La centrale hybride qui vient d’être réalisée à Hassi R’mel (Tilghemt) est un très bon exemple qui mérite d’être discuté. Il s’agit en fait d’une grosse centrale à gaz à cycle combiné de 120 MW à laquelle est intégrée une petite station thermo-solaire de 30 MW. Dans ces conditions, chaque fois que l’annexe solaire nous économise un certain volume de gaz, la centrale à gaz en consomme 4 fois plus le jour et autour de 5 fois plus la nuit, soit environ 9 à 10 fois plus au total. Et même davantage si la station solaire ne fonctionne pas au maximum de ses 30 MW.
    Miroirs cylindro-paraboliques de la station thermo-solaire de Hassi R’mel
    Un pareil projet ne peut se comprendre ni se justifier en tant que projet solaire car très fortement déséquilibré en faveur du gaz ce qui le dévie de l’objectif solaire recherché. Par contre, il se justifie pleinement et prend tout son sens s’il a été conçu en tant que centrale à gaz intégrant dans son enceinte un pilote solaire.
    Ce serait là une excellente démarche permettant de se lancer dans l’expérience du solaire avec un pilote à moindres coûts puisque les coûts logistiques, opératoires et de stockage sont réduits ou éliminés dans le cadre d’un projet intégré.
    Tant que les problèmes de stockage se poseront, le choix d’une solution consistera donc à soupeser les avantages et les inconvénients d’une station 100% solaire, d’une centrale hybride et d’une centrale 100% gaz. Le programme solaire national reste discret sur ce point.
    Le mégaprojet solaire est-il rentable?
    En plus des limitations techniques que nous venons de voir, l’autre limitation majeure du solaire est celle de la rentabilité. On peut en avoir une bonne idée pour le mégaprojet algérien en estimant les coûts d’investissement par rapport à la valeur des quantités de gaz qu’il permettra d’économiser. Nous supposerons que le projet n’accusera aucun retard.
    Or, lorsqu’on sait que la petite station solaire d’à peine 30 MW de Hassi R’mel a nécessité une surface de 180 hectares pour le déploiement des miroirs paraboliques et autres installations connexes ainsi que de longs délais de réalisation (l’ensemble de la centrale hybride a demandé près de 5 ans), il n’est pas évident qu’un projet de 22000 MW, donc environ 733 fois plus important en surface, en installations et en financement que la partie solaire, puisse être réalisé en totalité d’ici 2030.
    En supposant qu’il le sera, quel va être le volume de gaz qu’il permettra d’économiser ?
    Le calcul est simple. Par analogie avec la station solaire de Hassi R’mel qui, si elle fonctionne à 100% de ses 30 MW, permettra d’économiser 7 millions de m3 de gaz par an comme l’a précisé le constructeur (information confirmée par le calcul), le projet de 22 000 MW permettra d’en économiser 733 fois plus en 2030 soit 5,13 milliards de m3/an..
    Bien que substantiel, cet apport de 5 milliards de m3/an correspond tout juste à 11% des exportations actuelles. Il ne soulagera que très légèrement une rente gazière en voie de disparition d’ici 2030 si rien n’est fait pour retarder cette échéance. Un gros effort restera donc à fournir pour compenser un tel déficit ainsi qu’il est expliqué dans une précédente contribution d’un ancien cadre opérationnel de Sonatrach production.
    Mais la question fondamentale qui se pose à ce stade est de savoir si les 5 milliards de m3 de gaz économisés annuellement permettront de compenser les investissements énormes du programme solaire. En d’autres mots, le mégaprojet est-il rentable ? Il est possible d’estimer ces investissements par comparaison avec ceux de la station solaire de Shams1 à Abou Dhabi qui est revenue à $ 600 millions pour une puissance totale de 100 MW. Cette station a été choisie comme référence, parmi d’autres, car elle a été construite dans un site comparable à ceux du désert algérien, ce qui laisse supposer des coûts similaires. Ces coûts apparaissent d’ailleurs tout à fait raisonnables d’autant plus qu’ils s’avèrent conservateurs par rapport à ceux de la station d’Andasol en Espagne qui, pour une puissance de 50 MW, est revenue à $390 millions. Ils apparaissent encore plus raisonnables que les coûts de la partie solaire de Hassi R’mel.
    Par conséquent, si la station de Shams1 est revenue à $600 millions, le mégaprojet de 22 000 MW reviendra 220 fois plus cher soit environ $132 milliards sans compter les coûts opératoires et de maintenance. La durée de vie d’une station solaire n’est pas bien définie mais se situerait autour d’une trentaine d’années (probablement moins dans l’environnement agressif du désert). La

    • Mesbah

    Bravo Mérabet, c’est des génies comme toi que l’Algérie aura besoin.

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